1、城区110kV变电站新建及线路工程可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月XX项目可行性研究报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月6可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日目录1 工程概述91.1 设计依据91.2 工程概况91.3 设计水平年101.4 主要设计原则101.5 设计范围及配合分工112 电力系统一次122.1 2、电力系统概况122.2 工程建设必要性及其标准212.3 接入系统方案222.4 电气计算342.5 无功补偿平衡及调相调压计算352.6 线路型式及导线截面选择352.7 系统对有关电气参数的要求372.8 无功补偿容量372.9 电气主接线382.10 对侧间隔校核382.11 电力系统一次部分结论与建议393 电力系统二次413.1 系统继电保护413.2 继电保护及安全稳定控制装置413.3 调度自动化443.4 电能计量及电能量远方终端463.5 调度数据通信网络接入设备473.6 二次系统安全防护473.7 系统通信483.8 电力系统二次系统结论及建议544 变电站站址选择5643、.1 选址工作简介564.2 站址概述564.3 站址的拆迁赔偿情况584.4 出线条件584.5 进站道路和交通运输584.6 站址水文气象地质条件594.7 站用电源604.8 站址环境604.9 通信干扰624.10 施工条件624.11 协议办理情况634.12 站址技术方案635 变电站工程设想665.1 电网概况665.2 电气主接线及主要电气设备选择665.3 电气布置705.4 电气二次775.5 站区总体规划和总布置915.6 建筑规模及结构设想945.7 供排水系统975.8 采暖、通风和空气调节系统995.9 火灾探测报警与消防系统1025.10 “两型一化”及“四新”应4、用情况1046 送电线路路径选择及工程设想1076.1 概况1076.2 变电站进出线间隔1086.3 线路路径及技术方案1096.4 电缆部分1106.5 主要材料估算1237 对侧间隔工程1267.1 工程概况1267.2 电气一次部分1267.3 电气二次部分1267.4 土建部分1278 节能、环保与水土保持及抗灾措施1288.1 系统节能分析1288.2 变电节能分析1288.3 线路节能分析1308.4 环保措施1308.5 抗灾措施1329 环境保护及水土保持1339.1 项目区域环境概况1339.2 项目选址选线环保论证1339.3 环境保护措施及相关要求1339.4 环保投资5、估算1359.5 结论及建议13510 新技术、新材料、新设备的应用13610.1 变电部分13610.2 线路部分13811 通用设计、通用设备的应用13911.1 通用设计的应用13911.2 通用设备的应用14212 投资估算14312.1 工程概况14312.2 编制原则及依据14312.3 投资估算结果14412.4 造价分析与经济活动分析14412.5 财务合规性14713 主要结论及建议15113.1 工程建设的必要性15113.2 工程建设内容和投产时间1511 工程概述1.1 设计依据1.1.1 设计依据（1）设计中标通知（2）“十三五”配电网规划项目和目标网架汇报简本（3）6、2019年XX地区电力市场分析预测春季报告（4）XX电网2018年度运行方式（5）国网湖南省电力公司“三年行动计划”（6）可研合同及任务单1.1.2 遵循的主要规程规范（1）220千伏及110(66)千伏输变电工程可行性研究内容深度规定Q/GDW 10270-2017（2）输变电工程可行性研究内容深度规定DL/T5448（3）电力系统设计技术规程DL/T5429（4）电力系统技术导则SD 131（5）电力系统电压和无功电力技术导则SD 3251.2 工程概况拟建的XX110kV变电站位于XX市XX区XX街道万家丽中路与香樟路 交叉口西南角。本次湖南XXXX区XX110kV输变电工程可行性研究的7、内容包含XX 110kV变电站新建工程以及相关的线路工程、通信工程。根据湖南XXXX区圭 塘110kV输变电工程实际情况，结合国网湖南省电力有限公司35220kV变电站 模块化建设通用设计实施方案35110kV变电站分册（2019年版）的110-A2-5方 案，建议XX110kV变电站按全户内站 (280MVA)建设。110kV线路工程为新建 2回电缆线路，将原林仙跳树（树木岭支线）改进林海变，再剖接林海树木岭110kV线路。工程项目的概况详见表1-1。表1-1工程项目概况表序号工程名称建设性质建设规模投产时间一变电工程1XX110kV变电站新建工程新建180MVA2021年2220kV林海变8、110kV间隔保护改造工程扩建2021年3220kV树木岭变110kV间隔保护改造工程扩建2021年二线路工程1新建林仙跳树线（湘府路T接点）改进林海变110kV线路工程新建单回YJLW03-630/2.48km2021年2新建林海-树木岭入XX变电站110kV线路工程新建单回YJLW03-800/0.5km2021年三通信工程1配套站端通信工程新建新建1个光纤通信站2021年2配套光缆线路工程新建新建48芯非金属阻燃光缆11.76km2021年1.3 设计水平年XX110kV变电站计划于2021年建成，结合周边电网现状及其发展规划，选 择2021年做为其设计水平年，2025年做为其远景水平年9、。1.4 主要设计原则（1）贯彻国家的技术政策和产业政策，执行各专业有关设计规程规定。（2）推进资源节约型、环境友好型电网建设，注重环境保护，促进节地、 节能、节材。（3）按相关通用设计，遵循有关技术原则，在安全可靠、经济适用的基础 上，采用智能设备，提高变电站智能化水平。（4）推广采用通用设计、通用设备、通用造价，促进标准化建设。（5）积极采用电网新技术，不断提高电网技术水平。（6）控制工程造价，降低输变电成本。（7）选址选线按照有关规定进行多方案优化比较，同时取得地方政府和相 关部门的原则协议，以避免和防止下阶段工作中出现颠覆性因素。1.5 设计范围及配合分工1）按照审定的XX电网“十二五10、”及2020年发展规划、国网湖南省电 力公司“三年行动计划”，结合XX市城北地区电网运行状况和负荷发展状况， 论证新建湖南XXXX110kV输变电工程的必要性。2）根据新建湖南XXXX区XX110kV输变电工程的必要性，提出项目建 设和开工时间。3）根据区域电网目标网架规划，提出XX区XX110kV变电站接入系统方 案。4）提出变电站建设规模、出线回路数等工程设想。5）提出该项目的总投资估算并进行经济技术评价。2 电力系统一次2.1 电力系统概况2.1.1 XX市电力系统现状1)电源现状截至 2018 年底，XX地区统调电厂 115 座、装机容量 504.8MW，其中热电厂 2 座、水电站 811、4 座、风电场 1 座、光伏电站 22 座、其他电站 6 座。XX市发电装机总容量为 2812.9MW，其中水电总装机 1359.3MW( 占比 48.3%)，火电总装机1248MW(占比44.4%)，新能源总装机约205.6MW(占比7.3%)。 XX市主要电源为XX电厂，装机容量为2600MW。2)网络现状截至 2018 年底，XX电网拥有 500kV 变电站 4 座，即沙坪(2750MVA)、 星城(31000MVA)、艾家冲(2750+1000MVA)、鼎功(21000MVA)，变电容量合计 9000MVA。其中沙坪、星城、鼎功变主要供带湘江以东区域的负荷，艾 家冲变主要供带湘江以西区12、域的负荷。目前XX电网的 4 座 500kV 变电站与周 边的云田、鹤岭、复兴变共同形成长株潭益不完全双环网，构筑了较为坚强的湘 东受端网络，以接受湘西、湘西北送入的电力。在XX电网内部，已初步形成以 这 4 座 500kV 变为依托的分片供电的格局。截至 2018 年底，220kV 变电站 25 座，变电容量 10800MVA；110kV 变电站 99 座，变电容量 8682.5MVA；35kV 变电站 48 座，变电容量 696.85MVA。另有 统调 220kV 用户变 3 座、110kV 用户变 32 座、35kV 用户变 11 座。截至 2018 年底，220kV 输电线路 71 条13、，长度 1317.656km；110kV 输电线 路 180 条，长度 2049.581km；35kV 线路 69 条，长度 1020.615km。3)供用电现状2018 年网供最大瞬时负荷 7250MW，出现时间为 12 月 29 日 11:23，比 2017年（6634MW）增加 616MW，增幅 9.29%。 2018年地区全年供电量344.58亿kW.h，比2017年（295.37亿kW.h）增加49.21亿kW.h，增幅为16.66%。2.1.2 XX城东区电力系统现状截至2018年底，XX河东城东区现有220kV变电站3座：树木岭变、林海变、 黎托变，主变7台，变电容量1260MV14、A。110kV变电站10座：东塘变、火焰变、体 育新城变、XX亭变、窑岭变、仙姑岭变、烟厂变、合丰变、德政园变、井湾子 变，主变22台，变电容量1052MVA。2018年，XX城东区电网最大负荷为1053MW。表2-1XX城东110kV及以上变电站一览表单位：MVA变电站名称主变台数(容量)变电站名称主变台数(容量)一、220kV变电站3座主变7台总容量1260MVA树木岭2180林海2180黎托3180二、110kV变电站10座主变22台总容量1052MVA东塘250火焰250体育新城250XX亭231.5窑岭350仙姑岭350烟厂250合丰250德政园263井湾子231.5XX市供电区域划15、分依据水平年的负荷密度、行政级别，考虑经济发达程度、重要用户、用电发展水平、地区GDP发展水平。在城市区域划分中要考虑到高压 变电站的站址、供电能力，域外的电站衔接等综合因素，参考配电网规划设计 导则中供电区域划分表确定。XX市市辖区分为19个供电区：A类供电区有5 个（桂花园、芙蓉、东塘、浦沅、黎托）；B类供电区有6个（岳麓山、桐梓坡、 树木岭、余家湾、红星、龙王）；C类供电区有6个（林海、农大、环保、金霞、 延农、树木岭）、D类供电区有2个（学士、雷锋）。其中城东地区共有树木岭、 林海、黎托共3个供电区。根据国网湖南省电力公司“三年行动计划”，XX变电站位于树木岭供电 区与林海供电区交界处16、，树木岭供电区包括1座220kV变电站树木岭变电站， 2座110kV变电站体育新城变、合丰变，供电区供电面积为27.77km2，负荷密 度为11.17MW/ km2，属于B类供电区。林海供电区包括1座220kV变电站林海 变电站，1座110kV变电站井湾子变，供电区供电面积为33.73 km2，负荷密 度为3.94MW/ km2，属于C类供电区。表2-2树木岭及林海供电区110kV及以上变电站一览表单位：MVA序 号2018年变电站名电压主变容量2017年同2017年2018年最最大负2018年同点负2018年称等级(MVA)点负荷负载率大负荷载率荷(MW)负载率(MW)(%)(MW)(%)(17、%)1树木岭2202180292.381.2321.289.2295.982.22林海2202180169.847.2304.984.7196.454.63体育新城11025099.399.388.988.982.182.14合丰11025058.158.167.667.659.159.15井湾子110231.555.788.4/注：井湾子变2018年全站改造，2019年1月底投产，改造后容量为263MVA。2.1.3 电网规划220kV层面： “十三五”期间：新建东山（2240MVA）； “十四五”期间：重建树木岭（3240MVA）。 110kV层面：“十三五”期间：扩建体育新城（163MV18、A）、新建花桥（280MVA）、 新建红旗（180MVA）；“十四五”期间：新建XX（180MVA）、新建洞井（180MVA）。2.1.4 负荷预测2.1.4.1 XX市负荷预测 根据容量平衡表、XX电网2018年度运行方式2019年XX地区电力市场分析预测春季报告，结合XX、城东区近年来负荷、用电量增长情况，长 沙市、城东区及树木岭供电区负荷预测结果详见表2-3。预计XX市、城东区、 树木岭及林海供电区2021年负荷分别为8870MW、1251MW、531.8MW，2021年负荷 分别为9826MW、1364MW、584.3MW。表2-3XX市、城东区、树木岭及林海供电区负荷预测单位：MW、19、亿kWh年份项目2017201820192020202120222025年均增长率十三五十四五XX市负荷6634725078008870982610885148009.5%10.8%电量295.4344.5385.0437.5480.1528.8696.013.3%9.7%城东区9801053114312511364148616728.2%6.0%树木岭及林海供电区410.3443.1483.0531.8584.3642.0738.29.3%6.8%序号变电站名 称电压等 级主变容量(MVA)2017年同 点负荷(MW)2017年负载率(%)2018年最 大负荷(MW)2018年最 大负载率(20、%)2018年同点最 大负荷 (MW)2018年同点负 载率 (%)1树木岭2202180333.292.6321.2389.2271.9475.52林海2202180185.851.6304.9484.7196.454.62体育新城11025099.399.388.998982.0782.13合丰11025061.161.167.6267.659.0659.12.1.4.2 XX 110kV 变及周边变电站负荷预测表2-4XX变周围变电站负荷情况单位：MVA图2-1XX变供电范围XX变供电范围内现主要由220kV树木岭变的10kV铝材线、大桥线、曲万I、 线、正园线、汽制线、钢研线、110k21、V体育新城变的鑫亿I线、220kV林海变的新 星线、喜盈门II线，以及110kV合丰变的黎托线供电。上述相关10kV线路情况如下表所示：表2-510kV线路情况一览表线路名称导线型号/长度千 米（主干线）配变装接容 量（kVA）17年负荷（同点 最大电流A）18年负荷（同点 最大电流A）互联情况树XX线、体美树铝材线YJV-300/5.2534185215242林线、体白沙湾线、体边山线、林扬子线、树光远I回。可转供 约32%树大桥线YJV-300/4.6530480126110林长广II回、树曲万II回。可转 供约31%。树曲万 I 回YJV-300/5.3825815192201林喜盈门I22、I回树正园线、体联 通线、林名 城 线。可转供 约 35%。树曲万 II 回YJV-300/436690387429树大桥线、树汽制线、林喜盈门 I回。可转供约 35%。树曲万 III 回YJV-300/5.1314500214216林喜盈 门 III回、体鑫亿I回 可转供约35%。树正园线YJV-300/3.7929940259228树 314 曲万 回、树366东南 海回、林314 名城线、树308 钢研线。可转供 约28%。树汽制线YJV-300/3.1138010185498树曲万II回。可转供约43%。树万明线YJV-300/3.5431075363333树民政线。可转供约45%。树23、钢研线YJV-300/4.7931455268497树正园线、浦浦韶线。可转供约 46%。树民政线YJV-300/2.9139930410429树万明线、浦浦香线。可转供约 45%。体联通线YJV-300/5.6623780429300树曲万I回、体鑫亿II回。可转 供约29%。体鑫亿 I 回YJV-240/5.6336430302397树曲万III回、仙中天瑞景I回体白沙湾线YJV-300/5.5836110530506树铝材线、树圭塘线。可转供约 32%。体边山线YJV-300/4.5931870440355树铝材线、树圭塘线。可转供约 37%。体游网 I 回YJV-300/3.6528824、70508262树林星线、合黎托线。可转供约 53%。、。林新星线YJV-300/2.7623590457263树树木岭线。可转供约37%。林喜盈门 I 回YJV-300/6.6515265384282树曲万II回。可转供约33%。林喜盈门 II回YJV-300/5.1210630182122树曲万I回、林长广II回。可转 供约33%。林喜盈门 III回YJV-300/6.4717930365240树曲万III回。可转供约33%。林名城线YJV-300/5.6240535474365树曲万I回、林泰禹线、井大塘 线、树正园线 可转供约41%。合黎托线YJV-300/2.25307402731425、2合环球回、合花侯线、体游网 回、体英 伦 线。可转供 约 5%。根据供电区内现有10kV线路一次接线图，XX变建成后主要转接树木岭变、 体育新城变、林海变及合丰变10kV出线部分负荷，按照XX变建成后供电范围 进行统计，现有线路在供区范围内所占平均比例约为37%。目前XX变供电范围 内考虑负荷转供2017年同点最大负荷37.4MW，2018年同点最大负荷为41.2MW。随着该片区的进一步发展，该供电区内仍有一些大用户报装容量如下表所示。表2-6XX变供电范围内投产用户报装容量表单位：kVA序号用户名称报装容量（kVA）投产时间用电性质1湖南群森智慧城市建设投资发展有限公司-香樟路PR地下公共26、停车场12602020商业2湖南而立房地产开发有限公司-木莲世家45002021房地产3湖南江坤置业有限公司-五江天街南区一期30002020商业4湖南友阿奥莱城商业有限公司-湖南友阿奥莱城增容30002020商业5湖南绿地城花发展有限公司-XX河风光带2#中心配56002020商业结合上述表格，考虑到负荷增长的渐进性，XX变负荷预测见表2-7。预计至2020年，XX变供电范围内负荷将达到50.4MW，2021年负荷将达到54.7MW。表2-7XX变负荷预测单位：MW/MVA年份项目20172018201920202021202220251、存量负荷37.441.244.948.551.95527、.558.9自然增长率/10.2%9.0%8.0%7.0%7.0%6.0%2、新增负荷/1.92.83.44.81) 居民类用电负荷/0.50.50.9a) 报装合计/4.54.54.5b) 逐年需用系数/0.100.120.202) 商业类用电负荷/1.92.32.83.9a) 报装合计/12.8612.8612.8612.86b) 逐年需用系数/0.150.180.220.303、合计37.441.244.950.454.758.963.7逐年增长率/10.2%9.0%11.7%8.3%7.7%6.3%2.1.5 电力容量平衡树木岭及林海供电区110kV供电负荷与变电容量平衡见表2-8。表28、2-8树木岭及林海供电区110kV变电容量平衡表单位：MW、MVA年份项目2017201820192020202120222025一、树木岭及林海供电区负荷410.3443.1483.0531.8584.3642.0738.2二、110kV 及以上专变负荷12.313.414.516.517.518.520.5边山牵891012121212体育新城牵4.34.44.54.54.54.54.5天际岭牵/1.02.04.0三、35kV 及以下上网电源/四、220kV 直供负荷191.7202.6205215225245283树木岭变直供负荷96.1100.4102102102102130林海变直供29、负荷95.6102.2103103103103103东山变直供负荷/10204050五、需 110kV 变下泄负荷206.3227.2263.5300.3341.8378.5434.7六、所需 110kV 变电站容量（容载比 2.0）412.6454.4526.9600.6683.7757.0869.4七、现有 110kV 主变容量配置263263263263263263263体育新城100100100100100100100合丰100100100100100100100井湾子63636363636363八、110kV 变电容量缺额149.6191.4263.9337.6420.7494.0630、06.4九、新增 110kV 变电容量平衡/1262408080/XX/80/井湾子改/63/体育新城扩/63/花桥/160/红旗/80/洞井/80/十、期末 110kV 变电容量263263389629709789789十一、实际容载比1.271.161.482.092.072.081.82根据配电网规划技术导则DL/T 5729-20166.3.3：应根据规划区域的经济增长和社会发展的不同阶段，确定合理的容载比取值范围，容载比总体宜控制在1.82.2之间。根据湖南省配电网规划技术导则-2019/3/41.4：110kV 电网容载比原则 上宜控制在1.92.1。根据规划区域的经济增长和社会发31、展的不同阶段，对应的配电网负荷增长速 度可分为较慢、中等、较快三种情况，相应电压等级配电网的容载比如下表所示， 总体宜控制在1.82.2范围之间。表2-911035kV电网容载比选择范围负荷增长情况较慢增长中等增长较快增长年负荷平均增长率KPKP77KP12KP1211035kV容载比（建议值）1.82.01.92.12.02.2“十三五”期间，树木岭及林海供电区负荷增速达到了9.3%，因此本期容载比按2.0选取。树木岭及林海供电区内，2018容载比仅1.16。20192021年，随着 井湾子变改造、体育新城变扩建、花桥变、红旗变等项目相继投产，该片区容载 比得到明显提升。20212025年，32、负荷持续增长，如果不新增变电容量，容载比 将呈现下降趋势。XX变2021年不投产，整个树木岭及林海供电区2021年容载比 将降低至1.84，2025年容载比低至1.63。随着2021年XX变的投产，该供电区内 110kV容载比提升至2.07，较为合适。2.2 工程建设必要性及其标准2.2.1 工程建设必要性（1）减少树木岭、林海主变损耗，缓解树木岭变重载问题 XX变供区目前主要由220kV树木岭变、110kV体育新城变、220kV林海变的10kV线路供电。其中，有220kV树木岭变的10kV出线10回，有220kV林海变的 10kV出线5回，10kV负荷不是树木岭变和林海变的主要负荷。但是根据33、XX变供 电区负荷预测结果，XX变供区未来负荷增长较快，10kV负荷增加会造成树木 岭变和林海变主变损耗增加。通过新建110kVXX变转接树木岭变和林海变的 10kV负荷，有利于减少树木岭变和林海变的主变损耗，降低网损。树木岭变2018年最大负荷321.23MW，最大负载率89.2%；林海变2018年最 大负荷304.9MW，最大负载率84.7%，这两座变电站2018年均已重载运行，但是 两座变电站最大负荷不是出现在同一时刻。树木岭变2018年同点最大负载率为 75.5%，接近重载；林海变2018年同点最大负载率54.6%，正常运行。体育新城变2019年扩建后，预计负载率将降至60%，但体育新34、城变供区内负 荷发展潜力较大，有诸如运达广场三期（新建233米超高层商务综合楼）等大用 户报装，且劳动路上10kV通道已用完，体育新城变向西侧出线难度较大。因此， 扩建后的体育新城变通过现有互联转供树木岭变负荷的能力有限（约18MW）， 无法彻底解决树木岭变重载问题。XX变投运后，可将其供区内的10kV负荷均改由XX变供电，届时预计可转供树木岭变27MW负荷，树木岭变最大负载率可降至77.19%，一定程度上可以 缓解树木岭变重载问题。（2）优化配网结构，合理分配资源 由XX变供区中压电网现状可知，该片区内共有10kV线路21回，10kV网架存在复杂联络、非标准接线较多等问题，线路间的有效互联较35、少。其中有3条10kV 线路已重载运行（汽制线、树钢研线、体白沙湾线），有3条10kV线路接近重载（树曲万II回、树民政线、体鑫亿I回）。XX变投产后，可新出10kV线路与供区 内现有线路形成互联，优化该片区网架结构，缓解10kV线路重载情况。（3）满足新增负荷增长需求，提高供电能力 XX变位于XX市XX区万家丽路与香樟路交汇处西南角，东临XX区政府，北接树木岭街道，南临XX经开区，西至井湾子商业中心。XX变新建后主要负 责万家丽路以西、韶山路以东、XX路以南及井湾路以北所围成的区域内供电。 随着附近房地产开发深入，负荷增长空间较大，大用户报装增加。根据负荷预测 情况，预计2020、2021年36、XX变供区负荷将分别达到50.4MW，54.7MW。同时， XX变周边变电站已无剩余10kV间隔，无法新出10kV转供XX变供区新增负荷。 因此，需新建XX变电站，满足新增负荷需求。2.2.2 变电站在系统中的地位和作用及供电范围XX110kV变电站建成后主要承担树木岭变与林海变之间区域的供电任务， 可以提高城东电网的供电能力和供电可靠性。2.2.3 工程建设时序由负荷预测可知，该区域今年负荷增长较快，且新增大用户主要在2021年投 产，XX变2020年、2021年、2022年最大负荷将分别达50.4MW、54.7MW、58.9MW。 因此建议XX110kV变电站于2020年开工，2021年投37、产。2.3 接入系统方案2.3.1 主变容量选择根据负荷预测结果，2020年、2021年XX变供电的最大负荷分别约为50.4MW、 54.7MW，至2022年约为58.9MW，考虑到扩建工程完成后三年主变不重载的投 资经济性。同时结合最新的配电网规划技术导则及最新的XX地区电力设施布局。根据配电网规划技术导则 DL/T 5729-2016：应综合考虑负荷密度，空间 资源条件，以及上下级电网的协调和整体经济性等因素，确定变电站的供电范围 以及主变压器的容量序列。同一规划区域中，相同电压等级的主变单台容量不宜 超过3种，同一变电站的主变压器宜统一规格。表2-10各类供电区域变电站最终容量配置推荐表38、电压等级供电区域类型台数（台）单台容量（MVA）110kVA+、A类3480、63、50B类2363、50、40C类2350、40、31.5D类2340、31.5、20E类1220、12.5、6.3同时结合最新的湖南省配电网技术原则-2019/3/4：根据负荷水平和负荷分布情况，兼顾电网结构的调整要求和建设条件，各类供电区域110kV变电站的 建设标准见表2-11。对于C类及以上供电区，应优先新建110kV变电站布点，以满足负荷发展和 网络优化需求。A+、A类供电区：110kV变电站终期规模原则上采用4台63MVA；仅在站址 面积受限的XX城区，经论证后可采用3台80MVA。B类供电区：11039、kV变电站终期规模原则上采用3台63MVA或者3台50MVA； 仅在新增布点特别困难的高负荷密度区，经论证后可采用4台63MVA或者4台 50MVA。C类供电区：110kV变电站终期规模原则上采用3台50MVA。结合供带用户和 网络优化情况，经论证后 C 类供电区 110kV 变电站可出35kV电压等级线路。 D类供电区：110kV变电站终期规模原则上采用2台50MVA；在远景负荷发展 有潜力的地区，经论证后可采用 3 台 50MVA。在负荷较小且发展缓慢的地区，经论证后可利旧单台容量31.5MVA的主变。表2-11各类供电区域110kV变电站台数和单台容量推荐表电压等级供电区域台数（台）单台40、容量（MVA）35kV出线间隔10kV出线间隔110kVA+463-416=64A463-416=64电压等级供电区域台数（台）单台容量（MVA）35kV出线间隔10kV出线间隔B363、50-31416=4248C350-314=422504-638=42XX变供区远期属于B类供电区，根据上表推荐主变容量为350MVA或363MVA，总容量150MVA189MVA。但受到XX变站址占地面积的限制，远 期XX变只能安装2台主变，再结合城东区的负荷发展需要，建议远期XX变主 变规模按280MVA配置，总容量160MVA，在推荐总容量范围内。本期主变规 模按180MVA配置。2.3.2 周边接入点41、情况2.3.2.1 220kV 变电站（1）220kV树木岭变电站：现有220kV变电站，规划110kV出线7回，现有 出线6回，分别是502黎火体树线、506浦烟树线、508树体线、512林仙跳树线、 516树雨线、518树体火德线。目前树木岭变110kV有1个备用间隔。（2）220kV林海变电站：现有220kV变电站，规划110kV出线12回，现有出 线8回，分别是502林比跳仙线、504林比线、506林仙线、508林仙跳树线、512 林天红线、514林井线、522林海游泳中心变线路、524林海天际岭变。目前林 海变110kV有4个备用间隔，远期为接入220kV树木岭变预留2个间隔，分别为42、516 和518间隔。2.3.2.2 110kV 变电站（1）110kV体育新城变电站：现有110kV变电站，线变组接线，规划110kV 出线3回，现出线3回，无备用间隔，无扩建位置，不考虑作为系统接入点。（2）110kV井湾子变电站：现有110kV变电站，线变组接线，规划110kV出 线2回，现出线2回，无备用间隔，无扩建位置，不考虑作为系统接入点。2.3.2.3 110kV 线路（1）林仙跳树线：现有110kV线路，树木岭变主供电源。全线采用架空加 电缆混合架设方式，其中万家丽路到湘府路段采用电缆架设，YJLW03-800截面 电缆，长约6.2km。（2）树体III线：现有110kV线路，43、树木岭主供电源。全线采用架空架设方 式，导线截面。2.3.3 接入系统方案 根据XX变电站站址位置及周边110kV网络现状，拟定2个接入系统方案。 方案一：XX站新出110kV线路2回，“”接林仙跳树线，新建线路为全电缆线路(排管敷设0.5km)，电缆截面选择为800mm2，原林仙跳树线（万家丽路到 湘府路段）电缆为线路800mm2截面，铺设方式为排管敷设，满足要求，可不更 换。除此之外还包含将林仙跳树线在湘府路处开断并改接进林海变，新建电缆线 路2.48km，利用原有电缆隧道铺设，电缆截面选择为630mm2。图2-2方案一接入系统示意图方案二：XX站新出110kV线路2回，1回电缆T接林仙跳44、树线(排管敷设 0.25km)，导线截面选择为800mm2，1回线路采用架空导线（1.0km）+电缆(排管 敷设2.9km) 直接接进树木岭变，导线截面选择为300mm2，电缆截面选择为 800mm2。2.3.4 经济比较图2-3方案二接入系统示意图（1）经济比较指标见下表：表2-10经济比较指标估 价 指 标性质型号指标单位万元/kmYJLW03-630150（单回路电缆费用，不含土建）万元/kmYJLW03-630300（双回路电缆费用，不含土建）万元/kmYJLW03-800180（单回路电缆费用，不含土建）项目360（双回路电缆费用，新建YJLW03-800不含土建）万元/kmAIS845、5（110kV AIS出线间隔）万元/间隔GIS121（110kV GIS出线间隔）万元/间隔LGJ-300(耐热)20（只含导线，双回）万元/km LGJ-300(耐热)10（只含导线，单回）万元/km电能损失费用0.45元/kWh经济使用年限25a4600h投资回收率0.10（2）接入系统方案一次投资比较见下表：表2-11110kV接入系统方案一次投资比较表单位：个，km，万元方案方案一方案二规模投资规模投资一、一次投资5806621、110kV线路新建XX变“”至林仙跳树线路D0.2590新建林海湘府路改接点电缆A2.46369新建XX变“T”至林仙跳树线路C0.2545新建树木岭XX变46、电缆C2.9522新建树木岭XX变架空导线H1.0102、110kV 间隔新增 110kV AIS 间隔E185新增 110kV GIS 间隔F1121二、一次投资相对值82注：1、此表中价格仅作对比，与技经编制的工程实际造价无关；2、A表示YLJW03-630电缆单回路敷设，B表示YLJW03-630电缆双回路敷设，C表示 YLJW03-800电缆单回路敷设，D表示YLJW03-800电缆双回路敷设，E表示扩建110kV AIS间 隔，F表示扩建110kV GIS间隔。G表示LGJ-300同杆双回架设架空耐热导线，H表示LGJ-300 同杆双回单侧架设架空耐热导线。2.3.5 110kV接入47、系统方案计算及分析2.3.5.1 潮流计算条件及结果分析2.3.5.1.1 计算条件（1）计算水平年 计算水平年为2021年。（2）负荷水平、电源及网络 计算的负荷水平、电源及网络，参照了2018年度XX电网运行方式和2019年XX地区电力市场分析预测春季报告中的内容，并结合电网最新负荷预测结 果。XX城北电网110kV及以上电网参与计算。（3）潮流方式 按夏大、冬大两种典型方式进行潮流计算。（4）功率因数 计算负荷功率因数取0.95。发电机组功率因数最低取0.85，火电机组功率因数最高取0.95，水电机组功率因数最高取1.00，原则上均不考虑进相运行，为调度运行留有裕度。（5）电压控制范围148、10kV母线电压正常运行时控制在106.7117.7kV之间；事故运行方式时控 制在99121kV之间。220kV母线电压正常运行时控制在220242kV之间，事故运行方式时控制在209242kV之间。2.3.5.1.2 潮流分析 两个方案夏大和冬大方式潮流图如图2.4-2.7所示。湖南长沙XX区XX110kV输变电工程可行性研究报告图2-42021年夏大方式潮流示意图（方案一）湖南星电集团星电勘测设计监理有限公司编制32图2-52021年冬大方式潮流示意图（方案一）图2-62021年夏大方式潮流示意图（方案二）图2-72021年冬大方式潮流示意图（方案二）2.3.5.1.3 网损分析 方案一49、中XX变“”接进林仙跳树线，并将原林仙跳树线从湘府路改进林海变，XX变由树木岭和林海变分别直接供带，站址位置位于两电源点中间，供 电距离较短，网损较小；方案二中XX变1回直接接进树木岭变，1回T接进林仙 跳树线，网络结构复杂，林仙跳树线供带多个变电站，供电距离适远，网损大。 因此方案一网损小于方案二。表2-12各方案网损计算结果(单位：MW)方案项目方案一方案二夏大0.00.565冬大0.00.397综合网损0.00.9622.3.5.1.4 本期110kV方案技术经济比较及推荐结论本期110kV接入系统方案综合技术经济比较结果见表2-13。表2-13本期110kV接入系统方案综合技术经济比较50、表项目方案一方案二潮流分布合理合理电压质量合格合格供电可靠性高较高网络结构清晰较清晰远景适应性好一般施工难度容易较难一次投资相对值（万元）0.082网损相对值（MW）0.00.962年电能损失费用相对值（万元）0.0199年费用相对值（万元）0.04.28从一次投资看：两个方案中方案二新建线路长度最长。因此方案一一次投资 小于方案二。从年电能损失费用看：方案一网损小于方案二。从年费用看：方案一一次投资最小，因此年费用最小，方案二次之。 从占用间隔资源角度看：两个方案中方案一与方案二都占用110kV间隔，方案一占用林海变1个GIS间隔，该间隔为远期规划接入林海变间隔，与规划相符。 方案二占用树木51、岭1个AIS间隔，因此从占用间隔资源而言：方案一、方案二相当， 当考虑符合远期规划，方案一更优。从供电可靠性看，方案一为双电源直接供电，有树木岭和林海变两个电源点。 当发生线路“N-1”故障时，另一回线路可以保证本站的供电可靠性，且线路长度 合理，并通过改接林仙跳树线，可以有效提高仙姑岭、跳马变的供电可靠性；方 案二为双电源供电，1回直接由树木岭直接供电，1回T接到林仙跳树线，林仙跳 树线所带变电站数量多，树木岭和林海需带XX、仙姑岭和跳马变，供电线路长 度偏长，发生故障几率性较大。因此方案一供电可靠性高于方案二。从远景适应性看，方案一不仅能满足本期XX变的接入，还能改善林海供电 片区的网架结52、构，改接进林海变正好适应远期的规划；方案二接入系统方案需占 用树木岭1个间隔，与电网规划不符，且T接方案使片区电网更加复杂。因此远期 适应性上看方案一强于方案二。从线路施工难度看，方案一整体上线路路径较短，改进林海变段线路为新建 电缆隧道，走线清晰，布线方便；方案二整体线路路径较长，走线较为曲折，因 此方案一实施性更好。从运行管理看，方案一由于线路路径较短，因此方案一高于方案二。 综上所述，方案一投资少、可靠性高、远景适应性高，线路易施工。故推荐方案一作为XX110kV变电站的接入系统方案，即XX站新出110kV线路2回，“” 接林仙跳树线，为全电缆线路，采用排管敷设，电缆截面为YJLW03853、00mm2， 长度0.5km。除此之外还包含将林仙跳树线在湘府路处开断并改接进林海变，电 缆截面为YJLW03630mm2，电缆隧道敷设，长度为2.46km。2.4 电气计算2.4.1 潮流稳定计算2021年及远景年2025年潮流计算情况详见附图。2.4.2 短路电流计算2.4.2.1 短路电流计算条件（1）计算水平年考虑2025年并考虑2030过渡年；（2）湖南省220kV及以上网络参与计算，相关110kV电网参与计算；（3）主变容量按280MVA；（4）基准值：Sj=100MVA，Uj=Ucp。2.4.2.2 短路电流计算结果 设计水平年2025年经计算，110kVXX变电站110kV母线54、远期三相短路电流为19.31kA，单相短路电流为20.16kA。10kV母线三相短路电流为16.87kA（110kV 并列、10kV分列运行）、31.24kA（110kV并列、10kV并列运行）。过渡年2030年经计算，110kVXX变电站110kV母线远期三相短路电流为 27.23kA，单相短路电流为28.57kA。10kV母线三相短路电流为17.27kA（110kV 并列、10kV分列运行）、32.67kA（110kV并列、10kV并列运行）。2.5 无功补偿平衡及调相调压计算根据电力系统无功补偿装置技术原则：容性无功补偿容量应按下列情况 选取，并满足35kV110kV主变压器最大负荷时，55、其高压侧因数不低于0.95。当 35110kV变电站内配置了滤波电容器时，按主变容量的20%30% 配置。当35110kV变电站为电源接入点时，按主变压器容量的15%20%配置。其他情况 下，按主变容量的15%30%配置。根据电力工程电气设计手册：对于直接供电的末端变电所，安装的最大 容性无功量应等于装置所在母线上的负荷按提高功率因数所需补偿的最大容性 无功量与主变压器所需补偿的最大容性无功量之和，经计算80MVA主变所需最 大容性无功为12353.37kvar。根据电力系统无功补偿装置技术原则提出以补 偿变压器无功损耗为主，适当兼顾负荷预测的无功补偿。同时参考通用设计，单 台主变每台均配置256、组电容器，容量为6000kvar。本站不装设感性无功补偿。 2.6 线路型式及导线截面选择2.6.1 导线截面选择由于XX站至林仙跳树线“”接点线路无法架空，只能敷设电缆，所以导 线截面按电缆来选择，并根据经济电流截面、机械强度以及事故情况下的热稳定 条件下进行校验：根据规划，XX变本期规模按照180MVA考虑，终期规模均按280MVA考 虑。在一个确定的适用条件下，当电缆导体流过的电流在电缆各部分所产生的热 量能够及时向周围煤质散发，使绝缘层不超过长期最高允许工作温度，这是电缆 导体上所流过的电流值成为电缆载流量。电缆载流量是电缆在最高允许工作温度 下，电缆导体允许通过的最大电流。高压电缆载57、流量不仅取决于缆芯截面及结构，还与敷设方式、电缆的布置及 护层的接地方式有关，其计算比较繁杂。其具体计算式如下：Dq - Wd 0.5T 1 + n (T 2 + T 3 + T 4 )RT 1 + nR (1+ l1)T 2 + nR (1+ l1 + l 2 ) (T 3 + T 4 )I =经计算，并参考国网湖南省电力有限公司110220kV城市电缆技术基本 原则，电缆额定载流量如下表所示。表2-14电缆长期允许电流及持续极限输送容量表电缆截面敷设方式输送容量电压等级630隧道水平布置1050A110kV800隧道水平布置1250A单回排管布置918A双回排管布置732A本期XX变主变为58、内桥接线，主变容量为280MVA。考虑运行方式，正常 运行方式下，单回线路带1台主变（180MVA），需求容量为64MVA（考虑主变 满载运行），其导线载流量按80MVA（442A）考虑；故障运行方式下，考虑极端 情况，线路“N-1”运行方式下，单回线路需带2台主变（280MVA），需求容量 为128MVA（虑主变负载80%运行），输送容量按128MVA（707A）考虑。经现场查看核实，XX变本次建设110kV进线两回，为全电缆线路，敷设方 式为双回排管布置。根据电缆载流量计算，本期“”电缆段采用YJLW03-800 截面电缆，其输送容量为132MVA（双回排管敷设），改进林海变段电缆采用 Y59、JLW03-630截面电缆，其输送容量200MVA（隧道敷设），综上可以满足其各种 运行情况。2.6.2 线路截面校核目前林仙跳树线到湘府路段，为单回路电缆排管敷设，电缆采用YJLW03-800， 输送容量为166MVA。考虑远期本站全部建成，考虑线路“N-1”情况下，本站 最大潮流为128MVA（考虑主变80%负载率运行）。现有电缆截面满足输送要求。林仙跳树线“”点到林海变目前电缆截面采用630mm2，到林海变段线路 主通道采用隧道铺设，则最大输送容量为190MVA。考虑线路“N-1”情况下， 本站最大潮流为128MVA（考虑主变80%负载率运行），所以满足本期及终期要求。2.7 系统对有关60、电气参数的要求2.7.1 主变参数主变容量：180MVA。 主变型式：三相双绕组有载调压变压器 电压比及抽头：11081.25%/10.5kV 短路阻抗：Uk=24% 接线组别：YN，d11主变接地方式：中性点经隔离开关直接接地2.7.2 主变压器型式选择根据电力系统电压和无功电力技术导则中的第8.7条规定“直接向10kV 配电网供电的降压变压器，应选用有载调压型”，而XX110kV变电站本期 规划有低压出线向10kV配电网供电。因此，建议XX110kV变电站主变采用有载 调压降压变压器，电压比为11081.25%/10.5kV。2.7.3 遮断容量选择经计算，110kVXX变电站110kV母61、线远期三相短路电流为19.31kA，单相短 路电流为20.16kA。10kV母线三相短路电流为16.87kA（110kV并列、10kV分列运 行）、31.24kA（110kV并列、10kV并列运行）。为适应电网发展的需要，建议XX110kV变电站110kV断路器遮断容量选为40kA，10kV断路器遮断容量选为31.5（40）kA。2.8 无功补偿容量本期每台主变选择电容器2组，容量为6000kvar。本站不装设感性无功补偿。2.9 电气主接线XX变110kV电气主接线为内桥接线，10kV远景采用单母线四分段环形接线 方式，本期采用2段单母线接线。2.10 对侧间隔校核2.10.1 电气一次部分62、XX变本期110kV出线接至林仙跳树线，接入220kV树木岭变512间隔与220kV林海变516间隔。220kV树木岭变为户外常规变电站，树木岭变512间隔现有设备型号、生产 厂家及生产时间详见下表：表2-15树木岭变512间隔设备一览表序号设备名称型号生产厂家生产时间1断路器3AP1-FG，4000A，40kA杭州西门子2011年2电流互感器2600/5A衡变2000年3隔离开关GW4D-126DW/2500A，2500A，50kA湖南XX高压开关厂2009年4电压互感器TYD110/30.01H湖南景德电力设备制造有限公司2009年5避雷器Y10W1-102/266W西安高压电瓷厂201663、年经核算，树木岭变524间隔一次设备的参数及状况均能满足XX变本期接入 要求，本期不做改造。220kV林海变为户内智能变电站。林海变516间隔为利用原有备用间隔，一 次设备已上齐，现有设备型号、生产厂家及生产时间详见下表：表2-16林海变516间隔设备一览表序号设备名称型号生产厂家生产时间516组合电 器110kV GIS西安西电开关设备有限 公司2011年2主母线3150A双母线/3断路器2000A，40kA/4电流互感器2600/1A，5P40/0.2S/0.2S/5电压互感器110/3,0.1/3,0.1kV/6隔离开关2000A，40kA/3s/接地开关、7快速接地开40kA/3s/关64、经核算，林海变516间隔一次设备的参数及状况均能满足XX变本期接入要 求，本期可以直接利用原有设备。2.10.2 电气二次部分220kV树木岭变： 树木岭变512间隔配置了1套110kV线路距离保护（国电南自PSL-621V，2008年）及该间隔测控装置1套（国电南自PSR662U，2016年），装置均状态良好。本 间隔拆除原线路距离保护柜，更换为光差保护柜，配套相关二次电缆、光缆、熔 纤等。220kV林海变：林海变516间隔已配置智能终端一套，型号为PCS-222EA-1（南瑞继保），过 程层交换机1台，电能表1只，光纤配线架及机构控制单元一套。配置线路距离保 护测控装置1台，型号为PCS-65、941-ETB（南瑞继保），电流回路采用电缆接入保护 装置。本间隔拆除原线路距离保护装置，更换为智能光差保护测控装置，将原有 智能终端更换为合并单元智能终端集成装置，配套相关二次电缆、光缆、熔纤等。 2.10.3 对侧部分结论220kV树木岭变512间隔一次设备的参数及状况均能满足XX变本期接入要 求，本期不做改造。220kV林海变516间隔一次设备的参数及状况均能满足XX 变本期接入要求，本期不做改造。二次部分按照光差保护配置，进行改造，本期110kVXX变为终端变电站，本站配置线路光差保护。 综上，本期110kV输变电工程不涉及对侧间隔一次工程，二次部分需将线路距离保护更换为线路光差保护。66、2.11 电力系统一次部分结论与建议2.11.1 变电站工程（1）变压器XX110kV变本期主变容量为180MVA，终期主变容量为280MVA。（2）进出线规模110kV本期出线2回，终期出线2回；10kV本期出线19回，终期出线36回。（3）无功补偿装置 XX变需配置足够容量的无功补偿设备，按有关规程规定应满足在最大负荷时一次侧功率因数不低于0.95的要求。 本期容性无功补偿设备按26000kvar配置，不装设感性无功补偿设备。2.11.2 线路工程XX110kV变电站本期及远期开接入林仙跳树线110kV电缆线路，路径长度 为0.5km，新建电缆线路采用排管的方式，新建电缆采用YJLW03-67、64/110kV-1800 型铜芯、交联聚乙烯绝缘、波纹铝护套、聚乙烯护套电力电缆。除此之外还包含 将林仙跳树线在湘府路处开断并改接进林海变，路径长度为2.46km，新建电缆采 用YJLW03-64/110kV-1630型铜芯、交联聚乙烯绝缘、波纹铝护套、聚乙烯护套 电力电缆。3 电力系统二次3.1 系统继电保护3.1.1 一次推荐方案（1）一次推荐方案 XX110kV变系统一次推荐方案为： 主变本期180MVA，终期280MVA。110kV电气主接线为内桥接线，本期一次性建成；10kV本期为两段单母线， 终期为单母线四分段环形接线。110kV出线2回，本期一次性建成，“”接入原林仙跳树线，除68、此之外还包 含将原林仙跳树线在湘府路处开断并改接进林海变。10kV本期装设电容器2组，接地变2台，终期电容器22组，接地变22台；10kV本期出线19回，终期36回。按每台主变18回出线考虑。 变电站按本期远期建设。（2）系统继电保护及安全自动装置现状 与本期工程110kV电压等级有关的变电站为220kV树木岭变、220kV林海变。 220kV树木岭变： 树木岭变512间隔配置了1套110kV线路距离保护（国电南自PSL-621V，2008年）及该间隔测控装置1套（国电南自PSR662U，2016年），装置均状态良好。该 间隔二次设备配置需拆除原线路距离保护柜，更换为光差保护柜，配套相关二次 69、电缆、光缆、熔纤等。220kV林海变：林海变516间隔已配置智能终端一套，型号为PCS-222EA-1（南瑞继保，2010 年），过程层交换机1台，电能表1只，光纤配线架及机构控制单元一套。配置线 路距离保护测控装置1台，型号为PCS-941-ETB（南瑞继保，2010年）。该间隔二 次设备配置拆除原线路距离保护装置，更换为智能光差保护测控装置，将原有智 能终端更换为合并单元智能终端集成装置，配套相关二次电缆、光缆、熔纤等。 3.2 继电保护及安全稳定控制装置3.2.1 系统继电保护和安全自动装置配置原则和配置方案3.2.1.1 系统继电保护和安全自动装置的配置原则（1）系统继电保护配置原则 70、本变电站结合国网湖南省电力有限公司35220kV变电站模块化建设通用设计实施方案35110kV变电站分册（2019年版）设计，系统继电保护及安全自 动装置应满足智能化变电站相关导则、规范的要求。1）继电保护应满足“可靠性、选择性、灵敏性、速动性”的要求，除出口 继电器外，继电保护装置外相关配套设备损坏不应引起保护误动作。2）对于成环成串的中短双电源110kV线路，运行上一般可作开环处理以简 化保护配置。在110kV线路的主供电源侧配置微机距离零序保护，同时稳定要求 110kV联络线需全线快速切除故障，设计考虑在110kV联络线装设全线速动保护， 以改善保护性能，维持系统稳定。对于具备光纤通信条71、件的110kV双侧电源短线 路，优先采用光纤电流差动保护；电缆线路以及电缆与架空混合线路配置光纤电 流差动保护。220kV变电站的110kV线路以及环网运行的线路应配置光纤电流差 动保护。3）按断路器配置单套110kV母联（分段）、桥保护装置，具备瞬时和延时跳 闸功能的充电机过电流保护。110kV母联（分段）、桥保护宜采用保护测控集成 装置。（2）系统安全自动装置配置原则 变电站是否配置安全自动装置应根据接入后的系统安全稳定校核计算结论确定。配置原则如下：1）站内备自投功能宜配置一套独立的备自投装置，也可由站域保护控制装 置实现。2）低频低压减负荷功能，可由站域保护控制装置实现，也可由站控层主72、机 实现，35（10）kV 低频低压减负荷功能也可由馈线保护装置实现。安全稳定控制系统应按建立三道防线体系原则配置，并满足简单、实用、可 靠、就地化的要求。3）根据湖南电网继电保护及安全自动装置配置选型原则，220千伏发电 厂、变电站的110千伏系统及110千伏发电厂、变电站应配置一套故障录波装置。3.2.1.2 系统继电保护和安全自动装置的配置方案（1）110kV系统保护 XX变接入系统方案是：1）XX110kV变电站本期及远期开接入林仙跳树线110kV电缆线路，路径 长度为0.5km，电缆采用YJLW03-800。除此之外还包含将林仙跳树线在湘府路处 开断并改接进林海变，路径长度为2.4673、km，新建电缆采用YJLW03-630。上述新建2回“”线路和改进林海变线路均为电缆线路。最终形成220kV 树木岭110kVXX变线路，220kV林海110kVXX变线路。上述2回110kV线路两侧树木岭和林海变均已配置相应线路距离保护装置1 套，本期需拆除并更换为光差保护装置。本站配置线路光差保护2套。（2）110kV母线保护 本站不配置110kV母线保护装置。（3）系统安全自动装置a. 配置1套低频低压减载装置。b. 配置1套故障录波装置。 c. 内桥配置1套保护装置。 d. 内桥配置1套备自投装置。3.2.2 保护及故障信息管理系统子站本站保护及故障信息处理系统子站功能由监控系统实现，74、不配置单独的保护 及故障信息管理系统子站。3.2.3 对通信通道的技术要求故障录波装置通过以太网或RS-485串口与调度数据网通信。录波信息经调度 数据网上传至调度，并采用2M拨号为备用通道。3.2.4 对相关专业的技术要求3.2.4.1 对 CT 的要求（1）采用常规电流互感器，配置合并单元实现就地数字化转换，合并单元 下放布置在智能控制柜内。（2）110kV线路提供二组保护级二次CT绕组供变压器保护装置用。3.2.4.2 对 PT 的要求 采用常规电压互感器，配置合并单元实现就地数字化转换，合并单元下放布置在智能控制箱内。 每段母线应提供三组Y形二次PT绕组，分别供2套主变保护和计量表计用75、，110kV及10kV侧Y形二次绕组的中心点和开口三角形二次绕组的接地点分别在 母线智能控制柜及隔离柜内接地。3.2.4.3 对合并单元、智能终端一体化装置的技术要求（1）采用分布式多CPU处理模式解决合智一体化装置大运算量的问题；合 一装置以太网光口可以灵活配置发送IEC61850-9-2协议报文以及GOOSE报文，提 高光口的复用性；端口数据可通过配置实现SV和GOOSE的共口传输，并保证数 据传输可靠性，优化过程层通讯网络架构。（2）合智一体化装置宜具备合理的时间同步机制以及前端采样和采样传输 时延补偿机制，常规互感器信号在经合智一体化装置输出后的相差应保持一致； 合智一体化装置之间的同76、步性能应满足保护要求。（3）合智一体化装置具备电压并列功能，支持以GOOSE方式开入断路器或 刀闸位置状态。（4）合智一体化装置不设置防跳功能，防跳功能由断路器本体实现；合智 一体化装置应接收保护跳合闸命令、测控的手合/分断路器命令及隔离开关、接 地开关等GOOSE命令，输入断路器位置、隔离开关及接地开关、断路器本体信 号（含压力闭锁重合闸等），跳合闸自保持功能，控制回路断线监视、跳合闸压 力监视与闭锁功能等，其跳合闸出口回路应设置硬压板；合智一体化装置应满足 智能变电站继电保护技术规范的相关要求。3.2.4.4 对自动化网络的要求 任两台智能电子设备之间的数据传输路由不应超过4个交换机；每台77、交换机的光纤接入数量不宜超过16对，并配备适量的备用端口。线路、主变保护直接采 样，直接跳本间隔断路器。3.2.4.5 对直流电源的要求 由1组直流蓄电池组供电，直流电源按辐射方式供电。3.3 调度自动化3.3.1 现状及存在问题a)湖南省调及备调 湖南电网调度自动化系统为D5000智能调度系统。湖南电网备用调度自动化系统为D5000智能调度系统，具有多种通信规约， 目前接入该系统主要采用104规约等。b)XX地调及备调 XX地调调度自动化系统为南瑞科技的OPEN3000系统，该系统支持多种通信规约，目前接入该系统主要采用 SC1801V6.0 、 IEC60870-5-101 和 IEC6078、870-5-104规约等。在地区调控中心现设有一个220kV变电站及城区110kV 变电站无人值班监控中心。目前XX地调调度自动化系统正在进行调配一体化智能电网调度控制系统(基于D5000系统)升级改造。 XX备调设在浏阳县调，其电网调度自动化系统采用D5000系统。3.3.2 远动系统3.3.2.1 调度管理关系 根据本变电站的建设规模和在系统中的地位和作用，按照电网统一调度，分级管理的原则，该变电站主变压器、110kV母线、出线由XX供电分公司地调及 备调调度，10kV无功补偿设备及10kV线路由XX地调调度。本变电站的管理由XX供电分公司负责。3.3.2.2 远动信息内容 根据湖南省电力79、公司有关无人值班变电站建设的要求，本变电站的管理模式按无人值班考虑。故本站应根据DL/T 5003、电力系统调度自动化设计技术规程、 DL/T 5002地区电网调度自动化设计技术规程以及湖南省电力公司无人值 班变电站信息采集及分类技术规范等要求，向XX地调传送所需的远动信息。3.3.2.3 远动系统配置方案及技术要求 本变电站二次系统采用计算机一体化监控系统，远动设备的配置结合变电站计算机一体化监控系统统一考虑。站内的数据采集装置负责采集一体化监控系统 及调控中心所需信息，数据通信网关机负责汇总调度(调控)中心所需的信息。按 照调控一体化运行模式的要求及186号文，本站远动设备配置有I区数据通80、信网关机2台、II区数据通信网关机1台、III/IV区数据通信网关机1台。 计算机一体化监控系统配置的远动设备应满足远动信息采集和传送的要求，应支持调控中心对站内断路器、电动刀闸等设备的遥控操作、保护定值的在线召 换和修改、软压板的投退、变压器档位调节和无功补偿装置投切，支持对全站辅 助设备的远程操作与控制，并能为调控中心提供远程浏览和调阅服务及变电站全 景数据可视化展示功能。远动信息采用调度数据网向多个主站传送，通信规约应 与各级调度自动化系统的通信规约相一致，以便实现与调度主站端的通信。3.3.2.4 远动通道 至XX地调的主用远动通道：2路调度数据网(2Mb/s)。 至XX地调备调的主用81、远动通道：2路调度数据网(2Mb/s)。3.3.3 相关调度端系统为实现与变电站省调、地调调度端接口，需完善和改造相关调度端系统，调 度端主站已按规划容量考虑了本站的接入。具体结合本工程建设，需考虑XX地 调调度端的数据库添加本站信息记录，增加本站站名及通道配置，以及完成本站 图形、报表生成等工作。结合XX智能变电站的高级应用，采用基于统一模型的 通信协议通信，实现顺序控制、智能告警及分析决策等高级应用功能。3.4 电能计量及电能量远方终端3.4.1 现状及存在的问题（1）电能计量系统现状 XX地调计量主站采用威远公司WFECS3000系统。（2）电能计量系统存在的问题 XX地调计量主站运行良82、好。3.4.2 电能计量装置及电能量远方终端配置3.4.2.1 关口计量点设置 本站不设置关口计量点。3.4.2.2 电能计量系统配置 计量系统应能满足通过调度数据网接入计量主站系统的要求。所有电能表采用有功0.5S级，无功2.0级。主变两侧采用数字式智能双方向电能表，10kV线路、电容器、接地变、分 段采用智能双方向电能表。除10kV线路、电容器、接地变、分段计量表就地布置在10kV开关柜外，站 内其余计量表均布置于二次设备室内的计量屏内。3.4.2.3 计量通道 至XX地区局电能计量主站的主用计量通道：综合数据网。 至XX地调的备用计量通道：数字专线。 本工程应考虑XX地区局电能量计量主站83、系统接收本工程关口电能计量信息，主站端所需的数据库扩容和软件修改工作。3.5 调度数据通信网络接入设备XX地区电力调度数据网采用分层结构，由三层组成，即核心层、骨干层和 接入层。为保证网络的可靠性，在网络的拓扑设计中，应尽可能遵循N-1的电路可靠 性设计原则，即任何一条单一传输电路或单一节点设备故障不会影响到整个网络 的运行。根据传输电路的情况，调度数据网络核心节点之间采用完全或不完全网状网 连接，骨干节点尽量与两个核心节点相连，骨干节点之间可以互联，接入节点至 少与一个骨干节点相连，根据业务量及地理位置，接入节点也可以直接接入核心 节点。本期站内配置双套调度数据网络接入设备。3.6 二次系统84、安全防护二次系统的安全防护应遵循国家经贸委30号令及全国电力二次系统安全防 护总体方案的有关要求。按照“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证” 的基本原则，配置XX变电站二次系统安全防护设备。二次系统安全防护设备与 调度数据网接入设备组两面屏。变电站内各应用系统安全分区1）控制区（安全区）：变电站自动化或计算机监控系统、继电保护、稳定 控制系统、低频低压自动减负荷系统。2）非控制区（安全区）：电能量计量系统、故障录波装置、故障信息管理系统等。3）管理信息大区（安全安全）：生产管理系统、MIS等。 控制区的自动化系统接入电力调度数据网前，配置1套纵向加密认证装置，非控制区的电能计量信息和故障录85、波信息接入电力调度数据网前，需1套纵向加 密认证装置。管理信息大区的状态监测系统和变电站智能辅助控制系统与局端主站系统 的通信需经过防火墙。与变电站自动化系统网络通信时，需装设正向物理隔离装 置。根据安全防护要求，控制区和非控制区的各应用系统之间的网络应安装防火 墙，实施逻辑隔离措施。配置一套网络安全监测装置实现站内网络安全监测。3.7 系统通信3.7.1 概述根据一次系统推荐方案，XX110kV变电站（以下称“本站”）的建设规模 为：本期80MVA主变压器1台，终期80MVA主变压器2台；110kV出线本期2回（“” 林仙跳树线），终期2回；10kV出线本期19回，终期36回。根据本站在电力86、系统中的地位和作用，以及接入系统的电压等级，按照电网 运行实行统一调度、分级管理的原则，本站的调度管理关系按XX地调调度、长 沙供电公司管理考虑。3.7.2 通信现状1）XX地区光纤通信网络现状 XX电力骨干光纤通信网主要采用阿尔卡特公司SDH光传输设备组网，其网管中心站设在湖南省调，在XX地调配置一套远程客户端；接入设备主要采用绵 阳灵信PCM设备，其网管中心设在XX地调，在各县调均配置有远程客户端。阿尔卡特传输网现已形成东、西 2 个 2.5Gb/s 骨干环网及其它 2.5G/622M/155Mb/s等支线链路，其中：东部环网为XX2树木岭黎托捞刀 河2沙坪鼎功榔梨曹家坪星城林海红星浦沅X87、X2的2.5Gb/s 电路构成，西部环网为XX1芙蓉余家湾捞刀河1威灵天顶延农艾 家冲学士桥XX1的2.5Gb/s电路构成；以及树木岭井湾子仙姑岭林海等622Mb/s电路。2）XX地区骨干传输网升级工程建设情况 XX地区骨干传输网升级工程已立项，可研审批已经通过评审，预计先于本工程投产。与本工程相关的XX地区通信网10G核心层东环网2为XX公司3浦 沅白田淮川集里从塘黄花杨高科大2黎托2窑岭芙蓉2XX 公司3，主干节点12个，除XX公司、科大、黎托、芙蓉为双SDH设备配置外， 其他站均为单SDH配置。另外还有科大XX县杨高和芙蓉2树木岭林海长 沙公司3组成的10G小环网。3）与本工程相关光缆现88、状 相关的主要光缆现况如下表所示：3-1相关光缆情况序号光缆区段光缆类型/长度/纤芯数量及类型1树木岭林海ADSS/9.9km/36芯G.6523.7.3 通道配置根据相关规定，至各级调度中心的调度电话、远动信息传送应设立两个及以 上不同路由的独立通道，以满足通信的可靠性要求。本站作为地网层调度数据网的接入层节点，配置2套调度数据网接入设备， 分别采用两路2Mb/s通道接至XX地调和备调，作为本站至调度端的远动、电能 计量、故障录波等通道。110kVXX变电站按XX地调调度关系组织通道，其通信业务流向XX地调。 根据本站调度管理关系以及系统保护和远动专业对通道的要求，有关通道配置如 下：1)调89、度电话调度电话专用通道1路（地调1路） 2)行政电话行政电话专用通道1路（地调1路） 3)调度数据网地区调度数据网A22Mb/s地区调度数据网B22Mb/s4)远动至地调、备调的主、备用通道经地区调度数据网5)故障录波至地调主、备用通道经地区调度数据网6)数据通信网至XX公司信息中心42Mb/s（FE口） 7)非关口电能计量至电科院用电信息采集主站端经数据通信网通道8)工业电视至视频监控平台经数据通信网通道9)线路保护 XX110kV变电站本期及远期开接入林仙跳树线110kV电缆线路。除此之外还包含将原林仙跳树线在湘府路处开断并改接进林海变。 上述新建2回“”线路和改进林海变线路均为电缆线路。90、最终形成220kV树木岭110kVXX变线路，220kV林海110kVXX变线路： 本站树木岭220kV变、本站林海220kV变共2回110kV线路各配置1路保护通道，采用专用光纤4芯（专用2芯备用2芯）。3.7.4 系统通信方案根据上述通道配置情况，本站建成后将有大量信息需传送至各级调度端。为 解决本工程的通信需求，按照XX供电公司通信网“十三五”规划报告的原则， 本站通信方式考虑以光纤通信为主，以满足本站至各调度端各种通信通道的需求。3.7.4.1 传输网络 为满足本站系统通信的需求和可靠性，在本站配置地网层光纤通信网设备，作为地区网通信站。PCM配置暂按本站（新增1对）XX公司（扩建）考91、虑3.7.4.2 电话交换系统 根据本站在系统通信网中的地位和无人值班的性质，本站不设置电话交换机，配置1路调度电话，接XX公司的调度电话交换机用户线。站内行政电话通过站 内数据通信网交换机接入IMS网，由IMS系统放号，本站配置1套IAD综合业务接入设备。此外，安装一部公网电话，就近接入当地电信局，作为备用电话。3.7.4.3 数据通信网络 为满足国网公司SG186工程的建设，考虑本站配置数据通信网络接入设备1套，按就近原则接入数据通信网汇聚节点，网络传输通道采用与地区网现有通道 相同方式。3.7.4.4 通信电源配置及通信设备安装 本站通信设备采用变电站交直流一体化电源系统供电，并配置两套92、DC/DC变换装置。每套DC/DC装置的模块N+1备份，且接在不同的220V直流母线上。通 信设备负荷本期约为48V/60A，系统应可扩容至48V/100A，DC/DC电源系统蓄电 池组供电时间应能满足事故后通信设备不间断供电不少于4小时。根据110kV变电工程典型设计，本站不设置独立通信机房，所有通信设备(含 光纤通信设备、通信电源和配线设备)统一布置在二次设备间内，与电气二次设 备共用房间。机房环境(含接地、空调、消防、远程监控等)在变电工程中统一建 设，且应满足通信设备安装要求。通信部分应满足无人值班要求，光纤通信设备利用本身的网管系统由通信调 度端监控，环境监控不单独设置。3.7.5 93、光纤通信3.7.5.1 光缆建设方案 为满足本站业务传输通道及线路保护通道需求，本工程随110kV线路新建光缆通信，新建XX树木岭ADSS光缆，树木岭变出来后沿林仙跳树#005001号 塔新建ADSS光缆，后从林仙跳树#001号塔开始沿已建排管预留光缆通道敷设， 其中架空部分路径1.0km，排管部分路径3.2km，两侧进站分别按(0.5+0.3）km考 虑，光缆总长度约5.5km；新建XX林海变普通非金属阻燃光缆，沿万家丽路已 建排管光缆通道敷设至湘府路综合管廊，进入湘府路隧道的光缆通道敷设，光缆 路径7.0km，光缆沿原有电缆通道敷设，两侧进站分别按(0.5+0.3）km考虑，光 缆总长度约94、8.6km。新建光缆采用ADSS光缆和普通非金属阻燃光缆，光缆采用48芯，纤芯为 G.652D型。48芯ADSS光缆路径长4.2km（不含进站部分），光缆长度5.5km；48 芯普通非金属阻燃光缆路径长7km（不含进站部分），光缆长度约为8.6km。3.7.5.2 光纤通信电路 系统制式及性能指标 本工程光纤通信电路采用SDH制式。本工程光纤数字电路系统性能指标(包括误码性能指标、数字传输系统的抖 动和漂移性能)应符合YD 5095-2014及ITU-T建议的内容和有关国家标准、规程和 规范。 组网方案 本工程建设的光纤通信电路将接入XX地网层光纤通信网络。 本工程新建XX1个光纤通信站，扩建95、XX地调1个光纤通信站，在林海变和树木岭扩建10Gb/sSDH设备。 XX以2.5Gb/s速率接入树木岭和林海变，经树木岭和林海接入骨干通信网，光板采用1+0配置，形成树木岭XX、林海XX的STM-16链路。考虑未来骨 干通信网升级情况，XX以2.5Gb/s速率经树木岭接入骨干通信网，本次配置可 满足通信目前现状和远期需求。PCM配置暂按本站（新增1对）XX地调（扩建）配置。 通道安排 XX变“”接树木岭林海的2回110kV线路各配置1路保护通道。保护通道安排如下：220kV树木岭110kVXX变采用1路专用光纤通道（由220kV树木岭XX 区段光缆提供纤芯，专用2芯备用2芯）；220kV林海96、变110kVXX变采用1路专用 光纤通道（由220kV林海变XX区段光缆提供纤芯，专用2芯备用2芯）。本站至各调度端的各种通道均由地网层光纤通信电路传输。3.7.5.3 设备配置表系统及站内通信设备序号名称型号单位数量备注1调度电话台12行政电话台13IAD设备小型个14公网电话台15电力电缆VV-210km0.036电力电缆VV-125km0.037音频电缆240.5km0.038光纤配线屏120芯ODF，含熔纤盘、单头尾纤等台1光纤配线屏9音数综合配线屏100回VDF+30系统DDF，含熔纤盘、单 头尾纤等台1音数综合配线屏102M同轴电缆SYV-75-2km0.0311综合数据网接入 设97、备(含机柜)包含：套1含电源分配单元、 机架风扇11.1综合数据网交换机台1含线缆11.2综合数据网路由器台1含线缆11.3千兆光模块块2千兆，15km12系统通道调试接 口费项2地调、备调各113塑料套管DN25km0.0314其他安装附件铜鼻子、封堵、吊牌标签等批1光纤通信设备序号名称型号单位数量备注1地网SDH设备含光尾纤及配套线 缆1.1机架2260600600mm套1含安装件1.2SDH光端机10Gbit/s ADM套11.3STM-16光端口板2.5Gb/s，含尾纤，S-16.1块21.42Mb/s 板电接口块21.5FE 接口板8 端口，交换功能块12PCM复接设备套1与光端机统98、一组 屏，含配套线缆3局端PCM扩容PCM设备套1XX地调板件扩 容，含配套线缆4千兆光模块千兆，15km块2对侧扩容，含光尾 纤5STM-16光端口板2.5Gb/s，含尾纤，S-16.1块2树木岭、林海各1 块6ODF扩容60芯ODF，含熔纤盘、单头尾纤等台2树木岭、林海各1 块7光尾纤根16保护用光纤通信材料1ADSS光缆树木岭到XX段光 缆：路径长4.2km1.1ADSS光缆48芯G.652Dkm5.5已在线路工程中计 列1.2PVC保护管DN50km4.5已在线路工程中计 列1.3镀锌钢管DN50km0.08已在线路工程中计 列1.4光缆金具48芯ADSS用（按公里计列）km1.2已在99、线路工程中计 列2普通非金属阻燃 光缆林海到XX段光 缆：路径长7.0km2.1普通非金属阻燃 光缆48芯G.652Dkm8.6已在线路工程中计 列2.2PVC保护管DN50km8.6已在线路工程中计 列3.8 电力系统二次系统结论及建议本期110kVXX变“”接林仙跳树线，本站线路配置2台线路光差保护装 置。220kV树木岭变和220kV林海变保护测控装置均拆除并更换为光差保护装置。本期110kVXX变配置1套低频低压减载装置；配置1套故障录波装置；不配置单独的保护及故障信息管理系统子站；配置调度数据网设备及二次安全防护设 备2套；配置计量系统设备1套。4 变电站站址选择4.1 选址工作简介100、2019年2月，湖南星电集团星电勘测设计监理有限公司进行了XX110kV变 电站选址工作：变电站站址站址位于XX市XX区万家丽中路与香樟路交叉口西 南角，该地块属于XX河流域开发公司，该地块土地性质为公园绿地，现状为市 民公园，土地性质需调规，调规主体为XX河流开发公司。2019年4月XX市XX区电力建设协调指挥部组织召开电力工作协调大会， 国土、规划等相关部门均一致同意将XX河生态公园站址作为XX110kV变电站 唯一站址。4.2 站址概述XX市位于湖南省东部偏北，湘江下游和长浏盆地西缘。介于东经111 5311415，北纬27512841之间。东邻江西省宜春、萍乡两市， 南接株洲、湘潭两市101、，西连娄底、益阳两市，北抵岳阳、益阳两市。东西长约230 公里，南北宽约88公里。幅员面积1.1819万平方公里，其中城区面积2185平方公 里。XX区隶属于湖南省XX市，地处XX市区东南部。XX区北连芙蓉区，西 接天心区，东邻XX县，南至株洲市。XX区现辖12个街道、1个镇、1个省级工 业园区（XX经济开发区）、1个市级物流产业园区（XX区电子商务产业园区）， 总面积304.9平方公里。根据电网规划，XX110kV变电站宜选址在XX市市区内，经赴该区域现场 勘察，从建站条件、交通运输、进出线走廊等条件综合考虑后，在反复踏勘的站 点中，选定XX区万家丽中路与香樟路交叉口西南角处站址为唯一站址，102、位置见 下图。图4-1XX110kV变电站站址地理位置示意图经核查，站址附近无军事设施、通信电台、风景区、飞机场等。站址无滑坡、 泥石流等不良地质现象，场地稳定。站址北侧约30m有地铁口，根据5号线XX区政府站总平图，变电站对地铁 无影响，地铁主干线位于万家丽路东侧，变电站站址位于万家丽路西侧如下图所 示地铁4号出入口地铁主道站址位置根据XX河流域开发公司提供资料，XX变站址地下管线较多，变电站征地 线内所有管线均要迁移，征地线外与变电站出线通道碰撞的管线均要迁移，如图 压覆管线位置。通过与XX河流域开发公司多次沟通，XX河流域开发公司同意迁移管线， 现暂未迁移。从提供的资料来看，横穿站址的污103、水管道直径3000,站址西侧还有 路灯电线（粉红色线）和雨水管道（黄色线）穿过站址，管线经过主变室以及配 电楼西侧的围墙，均为地勘需布孔位置，因此需管线迁移后进行地勘。4.3 站址的拆迁赔偿情况站址无拆迁赔偿。4.4 出线条件XX 110kV 变电站 110kV 可向东出线至现有电缆隧道，10kV 可向东电缆出 线至万家丽中路，出现条件较好。4.5 进站道路和交通运输（1）进站道路 变电站进站大门朝东，进站道路从万家丽路引接，采用城市型沥青混凝土道路，路面宽 4m，长 30m，两侧路肩各 0.5m，均为新建。（2）主变大件交通运输 主变可采用铁路和公路联运方案。主变出厂后可经铁路运抵XX市火车104、货运站后转公路运输，经市内交通，运抵到现场。沿途公路及桥梁均满足主变运输设 计要求，公路段沿途无影响大件运输的桥梁、涵洞、空中障碍等情况存在，满足 运输主变要求4.6 站址水文气象地质条件4.6.1 站址水文条件拟建XX 110kV 变电站位于湘江流域。长江支流湘江，是湖南省最大河流， 源于湖南省永州市蓝山县紫良瑶族乡蓝山国家森林公园的野狗岭，河源为潇水， 在永州市的萍岛汇合广西来水称湘江。以潇水为源，干流全长 948 公里，流域面积 94721 平方公里。流经湖南省永州市、衡阳市、株洲市、湘潭市、XX市，至 岳阳市的湘阴县注入长江水系的洞庭湖。湘江流域水系发达，有三个主要特点：一是河网密布。105、5 千米以上的大小支 流有 2157 条，其中一级支流 124 条，流域面积大于 1000 平方公里的主要支流16 条，其中潇水、耒水、洣水的流域面积大于 1 万平方公里，最大的为潇水，流域面积 1.2 万平方公里。 二是左右岸水系不对称。右岸支流发达，潇水、舂陵水、耒水、洣水、渌水、浏阳河和捞刀河等大支流均来自南面与东面山区，由右岸汇入干流，流域面积约 占全流域面积的 2/3；左岸支流有祁水、蒸水、涓水、涟水和沩水等，均源于衡 邵丘陵区，除涟水流域面积过 5000 平方公里以外（7155 平方公里）外，其余多 短小，水量也不及右岸支流丰富，从而使得湘江发育成为一个不对称的树枝状水 系。三是支106、流水库众多。湘江支流共已建成控制性枢纽工程 11 座，包括涔天河、 双牌、欧阳海、洮水、东江、青山垅、酒埠江、水府庙、株树桥、官庄和黄材等 大型水库，库容均在 1 亿立方米以上。其中最大的东江湖总库容达 91.5 亿立方 米，水库集水面积之和达 2.6 万平方公里，占湘江面积的 27.4%。2012 年 8 月开 工改扩建的涔天河水库库容将达到 15.1 亿立方米。拟建站址场地设计标高约为 40.0m，高于湘江百年一遇洪水位标高。4.6.2 站址气象条件XX110kV变电站站址位于XX市XX区。XX市位于湖南省东部偏北， 湘江下游和长浏盆地西缘，地处东经1115311415之间，北纬27512107、841之间。整个地区地处北半球亚热带内，属亚热带季风气候，四季 分明，降水充足。利用XX市气象台的气象资料进行分析计算。XX市属于亚热带季风湿润 气候，热量充足，雨水较多，季节分明。春夏多雨，秋季干旱，冬寒夏热。春温 多变，寒潮频繁；盛夏初秋，高温少雨。年主导风向为东北风向，夏季主导风向 为东南风向。XX市气象台历年统计特征值如下： 累年平均气压：1007.2hpa； 累年最高气压：1038 hpa； 累年最低气压：979.8 hpa。 累年平均气温：18.1； 极端最高气温：40.8； 极端最低气温：-7.9。 累年平均相对湿度为：78%； 累年最大降水量为：2156.0 mm； 累年最小降108、水量为：1046.2 mm； 累年平均降水量为：1337.4 mm；累年（10min平均）最大风速25m/s，相应风向NE。 累年平均风速2m/s。全年主导风向为NE。 累年最大积雪深度为0.20 m。 多年平均日照百分率36%。4.7 站用电源本站站用电源按永临结合考虑，采用 10kV 电源供电。根据现场查勘，站址 附近有 220kV 树木岭变电站 334 间隔的 10kV 大桥线经过，可由 354#杆引接， 预计长度为 200 米，采用电力电缆进站，设置一台 200kVA 箱式变压器作为施工 变兼站用变。XX 110kV 变电站扩建 2 号主变前，10kV 大桥线不应由XX变供 带。4.8109、 站址环境4.8.1 站址地区环境概况站址位于湖南省XX市市区，附近均无工业污染源，空气清新，整体环境质 量比较好。4.8.2 工程污染源分析4.8.2.1 施工期环境影响1）施工活动中产生的扬尘对周围环境的影响。2）施工前期土石方开挖、回填作业，施工期间各种机械产生的噪音对环境 的影响。3）施工人员的生活污水以及施工过程中的排水对地表水的影响。4.8.2.2 运行期环境影响1）废水 变电站的废水量不大，主要是运行人员的生活污水，以及地面雨水径流。 2）噪声污染在生产运行过程中主变压器因冷却风扇转动产生强度为 60-80dB(A)的噪声； 其次为电磁噪声(主要 30MHz 以下)较强时会对广播110、和无线电通信产生干扰。3）电磁污染 变电站的电磁污染主要来自其产生的工频电场及磁场，电磁感应对周围环境的影响主要是对通信线路的干扰以及对无线电和电视的干扰。变电站内带电的电 气设备以及导线，会形成一个电磁场，对周围环境产生一定的电磁感应。4）无线电干扰 部分设备可能产生的局部电晕放电，在一定范围内会成为无线电干扰源。4.8.3 污染防治措施4.8.3.1 生活污水处理 由于变电站污水量不大，经污水处理设备处理后统一排入站外市政管网。 站内设有排水不排油的事故油池，当变压器漏油或事故时，变压器油不会流出站外污染环境。4.8.3.2 噪声治理 对于产生高噪音的设备采用隔离措施，通过绿化、美化环境等111、措施，有效地降低噪声，同时运由于建筑物屏蔽作用，声源 20m 以外的电磁噪声值小于规定的标准值，对周围环境没有影响。4.8.3.3 电磁感应防治 对电磁感应的防治措施主要为：选用低场强电气设备；选用带有金属罩壳的电气设备；对裸露电气设施采取有效的屏蔽措施；合理架设输电线路。4.8.4 环境影响初步分析变电站本身产生的污染物很少，在工程设计、设备选型和施工建设时，采取 各相应的防治措施，可以将对环境的影响减到最小。因此，变电站的建设和运行， 对周围环境的影响很小。4.8.5 水土保持遵照国家有关规定，本工程实施时，要防治因工程建设引发的新增水土流失。 场地平整时，要铲除地表耕植土、草根等，这部分112、土一部分可以临时堆在站外， 待站内绿化时加以利用，一部分可运至站址周边的花木场堆放使用；在场地平整、 基础开挖时，需防止雨水对开挖面的冲刷；对站外边坡采取必要的护坡措施；站 内充分绿化，减少裸露土层，控制水土流失现象。本工程的水土流失防治措施：站区开挖面及时平整、绿化，站内道路采用砼路面。场地回填土与基坑开挖土均处于站区护坡围护区内。站内排水采用暗管排水。施工场地在站内，不另外租地；但施工人员住宿临建需租地。站内、站外责任区范围内充分绿化，覆盖裸露土层，美化站区环境。站内设有排水不排油的事故油池，当变压器漏油或事故时，变压器油不会 流出站外污染环境。4.9 通信干扰拟建工程尽量选用电磁辐射水平113、低的设备及附件。对产生大功率的电磁振荡 设备采取必要的屏蔽及设备的孔、口、门缝的连接缝密封措施。变电站产生的无线电频率一般在 30MHz 以下，不会对周边通信设施产生不 利影响。4.10 施工条件4.10.1 施工场地站址均位于湖南省XX市市区，可通过市内交通进行运输，公路交通便利； 站址位于市区，施工期间人员生产、生活等设施供应条件便利，施工条件好。站区竖向布置采用平坡式布置，进站道路离站外引接道路约 30m。场地较为 平坦，场地现状部分为草地，部分为广场。4.10.2 施工电源本站施工电源按永临结合考虑，采用 10kV 电源供电。根据现场查勘，站址 附近有 220kV 树木岭变电站 334114、 间隔的 10kV 大桥线经过，可由 354#杆引接， 预计长度为 200 米，采用电力电缆进站，设置一台 200kVA 箱式变压器供施工用。 施工通讯可由当地电信部门提供。XX 110kV 变电站扩建 2 号主变前，10kV 大 桥线不应由XX变供带。4.10.3 施工水源变电站工程施工水源应考虑各站址的具体情况，施工水源宜与站用水源统一 考虑，施工时作为施工水源，待工程完工后改为站用水源。由于站址位于市区， 可引接市区市政给水管网。4.11 协议办理情况政府、国土局、规划局、林业局、环保局、取水协议均已办理，排水协议暂 未办理。4.12 站址技术方案站 址 方 案 技 术 表序号项目XX站115、址1地理位置变电站站址位于XX市XX区万家丽中路与香樟路交叉口西南角，该地块属于XX河流域开发公司，该地块土地性质为 公园绿地，现状为市民公园。2系统条件靠近负荷中心，潮流分布合理，网损较小，远景适应性好3进出线条 件110kV 向东出线至现有电缆隧道，10kV 向东出线至万家丽中 路，出现条件较好4地形地貌目前现状为市民公园，站址北侧有 1 公用厕所。场地自然标高约为 39.71-40.31m 之间，地势较为平坦。序号项目XX站址5防洪排水站址地势平坦，场地设计标高在 40m，高于百年一遇洪水位标高 39.85m，且站址位于XX市市区，城市已有防洪措施， 因此站址无洪涝危险。站区排水包括有地116、面雨水、生活污水、 含油废水等，排水方式自流排放。6用 地 面 积站址 总征 地面 积0.2995 公顷围墙 内用 地面 积0.2744 公顷进站 道路 用地 面积0.0183 公顷其它 用地 面积0.0088 公顷7土 石 方 工 程 量站区场地 设计 高程40.0m挖方土石 方工 程量0m3（政府负责）填方土石 方工 程量0m3（政府负责）基槽余土4040m38工 程 地 质地质 概况 及场 地类 别抗震一般地段，类场地序号项目XX站址地震 烈度 与地 质构 造地震基本烈度为 6 度，地震动峰值加速 0.05g。9地 基 处 理地基 处理 方案桩基+C15 毛石混凝土换填（未做地勘）地基处117、理 难易 程度难度一般（未做地勘）10水源条件引接市政给水管网11交 通 运 输进站道路变电站进站大门朝东，进站道路从站东侧万家丽路引接，采用城市型沥青混凝土道路，长约 30m。大件 设备 运输110kV 变压器运输采用铁路转公路联合运输方案，主变压器运输至XX火车站，卸货后转平板车运抵站址，公路运输路 程约 7 千米。 主变运输路径为：XX火车站远大一路马王堆中路万 家丽路高架万家丽南路万家丽路运至站址。12拆迁赔偿情况无13运行管理及职工生 活条件站址距离附近生活区较近，人员生产、生活等设施供应较为 方便，公路交通便利，运行管理和生活条件良好。14环境情况站址均为湖南省XX市市区，附近均无118、工业污染源，空气清新。15施工条件站址位于湖南省XX市市区，可通过市内交通进行运输，公路交通便利；站址位于市区，施工期间人员生产、生活等设 施供应条件便利，施工条件好。16对通信设施影响对站址附近的无线电及和通信设施无影响5 变电站工程设想5.1 电网概况5.1.1 建设规模 XX110kV变电站按智能化变电站设计。 主变容量：终期280MVA，本期180MVA；无功补偿：本期配置 26000kvar容性无功补偿，远期按每台主变装设 26000kvar容性无功补偿。本站不装设感性无功补偿。 出线规模：（1）110kV出线：终期2回，本期新上2回，即接110kV林仙跳树线路，除 此之外还包含将原119、林仙跳树线在湘府路处开断并改接进林海变。（2）10kV出线：终期36回，每台主变18回，本期新上19回。5.1.2 网络结构110kV层面：本变电站本期以2回110kV电缆线路接入系统，即接110kV林 仙跳树线路，除此之外还包含将原林仙跳树线在湘府路处开断并改接进林海变， 形成林海XX110kV线路和树木岭XX110kV线路，为终端变电站。5.2 电气主接线及主要电气设备选择5.2.1 电气主接线（1）110kV电气接线方式： 本变电站规划容量为终期280MVA，本期180MVA；110kV出线终期2回，本期2回。根据根据35kV110kV变电站设计规范（GB 50059-2011）中3.2120、.3 条：“35kV110kV电气接线宜采用桥形、扩大桥形、线路变压器组或线路分支接 线、单母线或单母线分段的接线”。同时结合国家电网公司输变电工程通用设 计35110kV智能变电站模块化建设施工图设计（2019年版），XX110kV变电站 终期及本期110kV母线推荐采用内桥接线。本期新上2个110kV GIS出线间隔、1 个内桥间隔、2个主变进线间隔及2个母线设备间隔，配电装置一次性上齐。（2）10kV电气接线方式： XX110kV变电站终期每台主变10kV出线18回，共计36回，本期出线19回。本期配置26000kvar容性无功补偿，远期按每台主变装设26000kvar容性无功补偿。为充121、分利用主变低压侧绕组容量，提高运行的可靠性和灵活性，终期10kV 侧为单母线四分段环形接线，本期上10kV IMa和IMb段，10kV IIMb段仅配置母 线设备柜、接地变柜和1面馈线柜，均采用两段单母线接线。（3）中性点接地方式：110kV为中性点经隔离开关直接接地。10kV为三角形接线，为不接地系统。远期#1、#2主变10kV侧按母线段数 各设置一台接地变消弧线圈成套装置。本期#1主变10kV侧按母线段数各设置一 台接地变消弧线圈成套装置。5.2.2 短路电流计算及主要电气设备选择5.2.2.1 短路电流计算 本工程短路电流计算按系统提供的采用远景水平年，短路计算基准值为：Sj=100MV122、A、Uj=Up。 根据系统阻抗计算结果，系统侧归算至110kVXX变电站110kV母线的远期最大运行方式下的正序（负序）阻抗为0.0184，零序阻抗为0.0158。 经计算，110kVXX变电站110kV母线远期三相短路电流为27.23kA，单相短路电流为28.57kA。10kV母线三相短路电流为17.27kA（110kV并列运行，10kV 分列运行）、32.64kA（110kV并列运行，10kV并列运行）。5.2.2.2 主要设备选择 根据系统短路电流计算结果，结合通用设备技术规范选型，110kV短路电流水平选择40kA，10kV短路电流水平选取31.5kA（40kA）。110kV中性点设备123、外绝 缘的爬电比距按25mm/kV，10kV电气设备爬电比距按31mm/kV考虑。参考通 用设计选型及国网的标准物料，具体选择如下：（1）主变压器 本工程推荐选用有载调压、油浸式、低损耗、自然油循环自冷（ONAN）变压器。主变压器选用SZ-80000/110型油浸式三相双绕组有载调压自冷变压器；其 额定容量为80MVA；额定电压比为11081.25%/10.5kV；容量比为80/80；联结 组别为YNd11；额定阻抗电压为Ud%=243%。主变高压侧中性点套管内附保护专用的电流互感器，变比为100200/5A，准确级为5P20/5P20。主变高压侧中性点设置中性点成套装置，绝缘等级 66kV 124、。包括 YH1.5W-73/173 型氧化锌避雷器， GW13-72.5/1250A ， 31.5kA 隔离开关， LZZBW-10，100200/5A电流互感器和150mm可调放电间隙。智能化主变实现方案如下： 每台主变各侧进线配电装置配置均按双套配置合并单元智能终端集成装置。 每台主变设1面本体智能控制柜，内含2台合并单元，1台智能终端（集成非电量保护功能），就地安装。 柜内智能组件完成中性点电流、温度等非电量信息采集及数字化处理、本体非电量保护、实现有载开关调节控制，信息处理后上传至系统层网络，并接收下 行命令。（2）110kV配电装置 选用GIS（126kV，3150A，40kA）成套125、设备，包含隔离开关（126kV，3150A，40kA）、接地开关（126kV，40kA）、快速接地开关接地开关（126kV，40kA）、 断路器（126kV，3150A，40kA）、线路及内桥电流互感器（8001600/5A， 5P30/5P30/0.2S/0.2S）、主变进线电流互感器（6001200/5A，5P30/0.2S）、母线 电压互感器（110/3/0.1/3/0.1/3/0.1/3/0.1kV，0.2/0.5/0.5/3P）、线路电压互感 器（110/3/0.1/3kV， 0.5）。避雷器选用GIS集成Y10W-102/266无间隙金属氧化 物避雷器。智能化GIS实现方案如下： 126、GIS每个主要间隔配置一面智能控制柜，就地安装。 每面智能控制柜内配置智能组件，完成电流、电压及开关的位置信号、告警信息的采集及数字化处理，实现就地控制功能，信息处理后上传至系统层网，并 接收下行命令。（3）10kV配电装置 选用户内金属铠装移开式开关柜设备，断路器柜内配置固封极柱式真空断路器，进线及分段回路选用4000A（40kA），出线、电容器、接地变回路选用1250A（31.5kA）。（4）10kV无功补偿成套装置选用TBB-6000/334-AC(5%)型框架式并联电容器成套装置，配干式铁芯串 联电抗器。电容器选用BAM11/2/3-334-1W型；电抗率选用5%，前置于电容器； 放电127、线圈选用户内干式放电线圈。（6）接地变消弧线圈成套装置 XX110kV变10kV为电缆出线，经估算电容电流为62.64A（按照每段9回出线，每回出线3km，出线电缆按YJV22-3300，电缆每千米单相接地电容电流2.32A 考虑）。根据GB/T50064交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范，对 于不直接连接发电机、由电缆线路构成的6kV20kV系统，当单相接地故障电容 电流大于10A又需在接地故障条件下运行时，宜采用中性点谐振接地方式。故本工程每台主变需配置2台消弧线圈，过补偿系数取1.35，配电装置增加 的电容电流为16%，计算消弧线圈容量不小于566.35kVA。依据国家电网公司标128、 准化建设成果（35750kV输变电工程通用设计、通用设备）应用目录（2019年 版），消弧线圈容量取630kVA，接地变容量与消弧线圈一致，当接地变兼做站用 变时，容量选择为800kVA。故本期接地变容量分别取800kVA和630kVA，其中 800kVA接地变带200kVA二次输出，均采用户内箱式成套装置。5.2.3 导体选择5.2.3.1 导体选择的原则110kV、10kV线路导线进线及主变高压侧进线均采用电缆方式，主变低压 侧进线采用全绝缘铜管型母线。导体选择的原则为：（1）母线的载流量按最大穿越功率考虑，按发热条件校验。（2）各级电压设备间连线按回路通过最大电流考虑，按发热条件校验。129、（3）110kV出线回路的导体截面按不小于送电线路的截面考虑。（4）主变压器进线载流量按额定容量计算，低压侧母线载流量按主变压器 低压侧最大负荷计算，高压侧按经济电流密度选择。5.2.3.2 导体选择表5-1导体选择一览表电压(kV)回路名称回路电流(A)选用导体控制条件导线根数型号载流量(A)(修正值)110母联420由设备厂家明确3150由穿越功率控制主变进线420YJLW-64/110kV-16301315由经济电流密度控制10主变进线36374000A全绝缘铜管母线4000由载流量控制母线36373（TMY-12510）3832由穿越功率控制电容器回路450YJV22-8.7/15kV130、-3300552由载流量控制接地变回路46YJV22-8.7/15kV-3120317由热稳定校验控制5.3 电气布置5.3.1 电气总平面布置本站电气总平面布置力求紧凑合理，出线方便，减少占地面积，节省投资。 根据变电站站址地理位置、电气主接线形式、各级电压线路方向及出线走廊的情 况，并综合考虑各配电装置的布置、进站道路及变电站控制方式等因素，具体如 下：本工程结合国网湖南省电力有限公司35220kV变电站模块化建设通用设 计实施方案35110kV变电站分册（2019年版）的110-A2-5方案设计，采用全户 内GIS布置方式。由于站址地理位置限制，本站电气总平面布置方案如下：变电站围墙为长131、方形（东北侧、西北侧倒角），占地尺寸约为70m40m，占 地面积约2744m2（折合约4.2亩）。进站道路由变电站围墙东南角引入，站内设有 环形运输通道。本站设变电综合楼一座，位于站区中央，为一栋二层钢框架结构。一层布置 主变压器、110kV GIS配电室、10kV配电室、警传室、工具间等；二层布置接地 变室、电容器室及主控室等。根据户内二层的不同布置方式，考虑两种布置方案： 方案一：二层走廊靠建筑外墙布置。该种方案可充分利用走廊长度方向兼做设备吊装平台，远期扩建时作业场地较为宽敞，且可充分利用自然采光，有利于 节能降耗。然而在电容器及接地变10kV电缆引上处，容易与主变进线全绝缘管母线发生冲132、突。 方案二：二层走廊布置在建筑中间。该种方案只可利用走廊两端尽头兼做设备吊装平台，远期扩建时作业场地略显局促，不能有效利用自然采光，走廊照明 需长期开启，不利于节能降耗，但不宜发生电缆与全绝缘管母线冲突问题。经综合比较，两种方案的造价相同，但方案一的远景适应性较好，更能凸显 节能降耗的效果，电缆与全绝缘管母线冲突问题也不难解决，故推荐采用方案一。本工程110kV配电装置采用户内GIS设备，设2回电缆出线、1回内桥、2回主 变进线及2回母线设备，共7个间隔。10kV配电装置采用手车型中置式高压开关 柜，室内面对面双列布置，电缆出线，本期设19回出线、1回分段隔离、1回分段 开关、2回主变进线、133、2回电容器、3回接地变（含站用变）及3回母线设备柜，共 31面开关柜。主变与110kV主变进线间隔之间采用电力电缆连接，与10kV配电装置之间采 用全绝缘铜管母线连接。电容器、接地变与10kV开关柜之间采用电缆连接。XX110kV进线由东侧万家丽路电缆廊道引入。考虑到城市电力走廊规划， XX变10kV出线电缆沟向东侧至变电站围墙外1m。5.3.2 防雷及接地5.3.2.1 直击雷保护 本变电站为全户内布置，根据交流电气装置的过电压保护与绝缘配合设计规范（GB/T 50064-2014）和建筑物防雷设计规范（GB 50057-2010），本站 按第二类防雷建筑，不设置独立避雷针，仅在屋顶设置避雷134、带作为全站直击雷保 护措施，站内全部范围受到避雷带保护。5.3.2.2 过电压保护结合国家标准 GB11032 交流无间隙金属氧化物避雷器 、行业标准 GB/T50064交流电气装置的过电压保护和绝缘配合设计规范进行避雷器的选 择。为防止雷电侵入波危及设备，在每组110kV出线处装设一组Y10W-102/266 氧化锌避雷器；在主变高压侧中性点处装设一组YH1.5W-73/173氧化锌避雷器； 在主变10kV进线、10kV每段母线及电缆出线处装设一组HY5WZ-17/45型避雷器。5.3.2.3 接地XX110kV变电站最大短路电流为110kV侧，110kV母线三相短路电流为 27.23kA，135、单相短路电流为28.57kA。考虑站内接地时的接地电缆分流系数为0.5， 入地电流不对称分量衰减系数Df取1.1479，计算XX110kV变入地短路电流为 16.40kA。110kV侧线路继电保护为单套主保护+后备保护配置，接地故障持续时间按 主保护动作时间+后备保护动作时间+断路器全分闸时间考虑，取值为0.56s。根据本工程场地初勘结果，土壤电阻率实测值约为400m，考虑季节系数1.25，本站计算土壤接地电阻按500m考虑。 本工程为户内变电站，全站设置以水平接地极为主、结合外沿及主要节点设置垂直接地极的复合接地网，在主要道路和建筑的入口处，设置帽沿式均压带； 主接地极材料选用扁铜，设备接地136、引下线选用热镀锌扁钢，垂直接地体选用镀铜 钢棒。根据GB/T50065-2011交流电气装置的接地设计规范，本工程水平接地网 接地电阻估算值R为：Rn = a Re = 4.055 其中，土壤电阻率=500m。 接地电阻允许值分别按地电位升高、接触电位差、跨步电位差校验如下： 电位升高允许值，要求接地电阻为：2000R 三 0.122 I地电位升高要求接地电阻小于等于0.122，不满足要求。接触电位差和跨步电位差允许值 按测量土壤电阻率取值，接触电位差的允许值为：ts0.56tU = 174 + 0.17rsCs = 174 + 0.17 500 1 = 346.1V本站为户内站，设备均在户内137、运行，地面为混凝土地面，土壤电阻率按5000 .m考虑，则：ts0.56tU = 174 + 0.17rsCs = 174 + 0.17 5000 1 = 1368.4V即允许的接触电位差为：Ut=1368.4V（b）跨步电位差允许值ts0.56sU = 174 + 0.7rsCs = 174 + 0.7 500 1 = 700.22V即允许的跨步电位差为：Us=700.22V 最大接触电位差和最大跨步电位差 最大接触电位差：Utmax=IgKmKi/Lm=69501V1368.4V，不满足要求。 最大跨步电位差：Usmax=IgKsKi/Ls=5647V700.22V，不满足要求。 地电阻要138、求值 按满足允许的接触电势校验，接地电阻需降至0.6；按满足允许的跨步电势校验，接地电阻需降至0.506。根据主接地网计算的估算值为4.055，需考 虑进行降阻。降阻措施 根据地勘报告资料，场地内地下水，水量贫乏，未见地下水。根据土壤电阻率测试报告，其下层土壤电阻率低于上层，可以考虑深井接地进行降阻。 本站拟考虑在沿围墙对角设置2口35米深，直径150mm，深井内填充40m低电阻率土壤，相邻间距大于60米的井作为降阻方式。 单口深井降阻值：R深=【（8L/D1）/2L】*K1.712 站内考虑设置2口深井，主地网与深井并联后，同时考虑深井屏蔽系数后，可将本站主地网接地电阻值可降至0.707以下139、。 结合使用接地模块降阻，单个模块的接地电阻约为90，60套接地模块并联接地电阻1.5，全站复合接地电阻约为0.48，可满足允许的接触电势和允许的 跨步电势的要求。以上各数据均为理论计算值，实际值需要在接地网施工完毕后实测接地电阻、 接触电势及跨步电势，若仍不能满足要求时，请施工单位及时与设计单位取得联 系，经上级主官部门认可经同意后，设计单位根据实际接地电阻值再确定具体降 阻方案。为进一步提高人员活动安全性：（1）在室外人员活动的区域设置绝缘地坪或碎石地面；（2）保护接地接至变电站接地网的站用变压器低压侧采用TN系统，且低压 电气装置采用（含建筑物钢筋的）保护等电位联接系统；（3）采用扁铜与140、二次电缆屏蔽层并联敷设，且至少在两端就近与接地网连 接；（4）利用建筑物的钢结构以及柱、梁、板内主钢筋形成等电位均压网；（5）在人员可能同时触及的不带电金属部分之间加强局部等电位联接。 接地引下线材料选用热镀锌扁钢，接 地引下线的最小热稳定截面 SgIgte/C=305mm2；主接地网材料选用扁铜，折算主接地网铜导体的最小热稳 定界面Se75%St=65mm2。二次设备室内及二次电缆沟内采用-254铜排独立敷设与主接地网紧密连接 的二次等电位接地网作为屏蔽控制电缆及端子箱接地用。5.3.3 站用电及照明5.3.3.1 站用电（1）站用变选型 根据220kV1000kV变电站站用电设计技术规程（141、DL/T 5155-2016），本站站用电负荷统计计算如下：表5.3-1 站用电负荷统计计算表序号名称额定容量安装容量运行容量运行方式kWkWkW动力负荷1充电装置8188不经常、连续2浮充电装置2122经常、连续3变压器有载调压装置1.534.54.5经常、断续4断路器、隔离开关操作电源10.410.410.4经常、断续5通风机7.52+0.371018.718.7经常、连续6除湿机431212经常、连续7远动装置2244经常、连续8微机监控系统（UPS供电）6166经常、连续9消防水泵372+1.527738.5不经常、连续10潜污泵2.22+1.527.47.4不经常、连续11配电装置检142、修电源4072800不经常、短时12电动门等0.510.50不经常、短时13工业空调4.86+1.2533.833.8经常、连续14生活空调1.233.63.6经常、连续15所区生活用电101010经常、连续加热负荷1端子箱、开关柜加热0.05904.54.5经常、连续照明负荷1照明202020经常、连续S0.85158.9+4.5+20=159.56kVA根据本站站用电负荷统计结果，根据其负荷容量选择站用变压器容量应为200kVA。本工程设置一套接地变消弧线圈成套装置，接地变兼作站用变，接地变容量 为800kVA，带200kVA二次绕组，电压比为10.522.5/0.4kV，接线组别为 ZN143、yn11。接地站用变的高压侧接于10kV IMa段母线。本工程设置一台户内干式站用变，容量为200kVA，电压比为10.522.5/0.4kV，接线组别为Dyn11，阻抗电压Ud%=4.5。站用变的高压侧接于10kV IIMb 段母线，该段母线电源由站外10kV大桥线引接，XX110kV变电站扩建2号主变 前，10kV大桥线不应由XX变供带。（2）站用电接线站用电为380/220V，三相五线制TN-C-S系统，接线形式为单母线接线，设 两段母线，每段母线均设置双电源切换装置（可实现自动/手动切换），分别接入 两台站用变的低压侧。在各级电压配电装置处设有检修电源箱，检修电源的供电半径不大于50m144、， 检修电源引自站用配电屏，电压为交流380V/220V。（3）站用电布置 一套接地变消弧线圈成套装置及1台干式站用变施工变均布置于室内。站用电采用交直流一体化电源系统，布置在二次设备室。站用变与低压配电屏采用电 缆进行连接。5.3.3.2 照明 正常照明电源由所用电380/220V三相四线制系统供电。户外路灯选用庭院灯，落地安装。户内110kV配电装置及主变区域选用投光灯，壁挂安装。10kV配电室 采用荧光灯，吊杆安装。主控通信楼内二次设备室、资料室、工具间等采用格栅 荧光灯，吊杆安装。蓄电池室采用防爆灯具，吊杆安装。卫生间选用防水吸顶灯。 在10kV配电装置室、二次设备室以及蓄电池室设事故145、照明，事故照明灯具 及开关均采用交直两用类型。在门卫值班室设置1个事故照明配电箱，箱内设有手动投切装置，其电源分别接自交流屏和直流屏。5.3.4 电缆设施5.3.4.1 电缆选型110kV电力电缆选用交联聚乙烯绝缘铜芯电缆，10kV电力电缆选用交联聚乙 烯绝缘铜芯电缆，380/220V电力电缆选用交联聚乙烯绝缘铜芯电缆或聚氯乙烯绝 缘绝缘铜芯电缆，控制电缆选用聚氯乙烯绝缘屏蔽铜芯电缆。5.3.4.2 电缆敷设 全站电缆采用电缆夹层、电缆沟、电缆桥架与穿管相结合的敷设方式。电缆沟内采用热镀锌角钢支架。电力电缆和控制电缆、光缆共沟时，采用将控制电缆、 光缆分别敷设在防火电缆槽盒内的方式进行分隔。5146、.3.4.3 电缆防火 在通向室内及不同房间的分隔处的墙孔及盘底开孔处等采取有效阻燃的封堵处理，在主要回路的电缆沟中的适当部位设置阻火墙，在靠近含油设备（主变压器等）的电缆沟盖板予以密封处理。变电站内所有屏、柜、端子箱等底部孔洞 应采用防火材料封堵。通向室内及不同房间等电缆入口处，采用防火材料封堵，并在其两侧电缆1m 范围内用防火涂料涂刷，涂层厚度约0.5mm。5.4 电气二次5.4.1 概述本变电站按无人值班智能化变电站设计，体现全站信息数字化、通信平台网 络化、信息共享标准化等基本特征，并实现高级应用。变电站自动化系统由站控 层、 间隔层、 过程层组成，通信规约统一采用DL/T 860 通147、信标准，站控层设 备及功能适当集成。5.4.2 变电站自动化系统5.4.2.1 监控系统设计原则 本站一体化监控系统的设备配置和功能要求按无人值班模式设计，主要原则如下：（1）采用开放式分层分布式网络结构。（2）监控系统统一组网，通信规约采用DL/T 860 通信标准。（3）站内信息具有共享性和唯一性，变电站一体化监控光系统监控主机与 远动数据传输设备、保护及故障信息管理系统、微机防误系统信息资源共享，不 重复采集，节约投资。（4）由站内一体化监控系统完成对全站设备的监控，不再另外设置其它常 规的控制屏及模拟屏。（5）变电站一体化监控系统具有与电力调度数据网的接口，软、硬件配置 应能支持联网的148、网络通信技术以及通信规约的要求。（6）本站调控数据的优化处理流程、接入方式遵照“告警直传、远程浏览、 数据优化、认证安全”的技术原则。（7）变电站一体化监控系统应实现全站的防误操作闭锁功能，站控层实现 顺序控制、智能告警等高级功能。5.4.2.2 监测、监控范围 按照无人值班变电站的特点及智能变电站的相关要求，本站监控范围如下：全站的断路器、隔离开关及带电动操作的接地刀闸； 主变压器有载调压开关及无功补偿装置自动投切； 交直流一体化电源；智能辅助控制系统的智能运行管理功能（视频、安卫、通风、环境、火灾报 警及消防水泵）。5.4.2.3 自动化系统配置原则（1）本站按智能化变电站设计，自动化系统149、满足智能化变电站相关导则、 规范的要求。（2）自动化系统采用分层分布、开放式结构，全站分为站控层、间隔层及 过程层。站控层设备按变电站远景规模配置，间隔层、过程层设备按本期工程实 际建设规模配置。（3）整站采用DL/T 860协议，站控层、间隔层网络采用单网配置，110kV过程层网络采用单网配置。（4）站控层至间隔层之间采用100M光以太网；间隔层至过程层可采用点对 点或网络通信方式，通信介质采用光纤。网络方式上，GOOSE（SV）信息均共 网传输，单间隔保护装置采用“直采直跳”方式。（5）优化简化网络结构，站内监控保护统一建模，统一组网，信息共享， 自动化系统主站与远动数据传输设备信息、保护150、故障信息资源共享，不重复采集。（6）具有与电力调度数据网的接口，软、硬件配置应能支持联网的网络通 信技术以及通信规约的要求。（7）自动化系统网络安全严格按照电力二次系统安全防护规定执行。（8）站控层实现顺序控制、智能告警及故障信息综合分析决策、设备装置 可视化、支持经济运行与优化控制、站域控制、源端维护等高级功能。5.4.2.4 系统构成 变电站一体化监控系统在功能逻辑上由站控层、间隔层、过程层以及网络设备构成。站控层包含监控主机兼操作员工作站、远动通信装置以及打印机设备构成， 通过站控层设备向站内运行人员提供人机联系界面，实现管理控制间隔层设备等 功能，形成全站监控、管理中心，并与远方调度中151、心通信。间隔层设备包括测控装置、保护装置及其他智能接口设备等，完成全站的保 护、测量、控制、状态监测等功能。在站控层及站控层网络失效的情况下，间隔 层仍能独立完成间隔层设备的就地监控功能。网络设备包括网络交换机、接口设备和网络连接线、电缆、光缆及网络安全 设备等。以上网络设备构建全站分层分布式高速工业级以太网。5.4.2.5 系统网络结构（1）站控层网络 采用单星形以太网络，可传输MMS报文和时钟同步SNTP脉冲。 设置1台站控层I区中心交换机（18百兆电口，6千兆光口）与间隔层交换机等设备通信。设置1台站控层II区中心交换机（18百兆电口，6千兆光口）与电能 量采集、故障录波、智能辅控系统、152、状态监测等站控层设备通信。（2）间隔层网络 间隔层采用单星形以太网络，在主控室设置1台间隔层交换机（24百兆电口，2千兆光口）与保护、测控装置等间隔层设备通信，在110kV配电装置室设置1台 间隔层交换机（24百兆电口，2千兆光口）与就地保护、测控装置等间隔层设备 通信，在10kV配电室按母线分段设置2台间隔层交换机（24百兆电口，2千兆光 口）与就地保护、测控装置等间隔层设备通信。间隔层保护、测控、计量、录波 等装置在站控层网络失效的情况下，仍能独立完成间隔层的就地监控功能。间隔 层交换机以千兆光口级联至站控层I区中心交换机。（3）过程层网络 过程层由互感器、合并单元、智能终端、过程层交换机153、等构成，完成与一次设备相关的功能，完成实时运行电气量的采集、设备运行状态的监测、控制命令 的执行等。全站采用常规电压互感器和电流互感器+智能组件的模式。在110kV配电装 置室配置1台公用过程层交换机（20百兆光口，2千兆光口），主变低压侧进线及 分段接入该公用过程层交换机。10kV馈线、电容器、电抗器及接地变间隔采用 常规互感器，不设置过程层网络。将网络记录分析装置接入公用过程层交换机。5.4.2.6 自动化系统配置方案（1）站控层配置方案 站控层设备按无人值班要求配置，符合一体化平台要求，设备主要包括：2台主机/操作员站/工程师站服务器（含图形网关机功能）、1台综合应用服务器、4 台数据通154、信网关机、2套安全防护装置、2台网络打印服务器，以及网络设备、软 件系统等。（2）间隔层配置方案110kV内桥间隔的测控功能由保护测控装置集成，按间隔配置1套保护测控 集成装置，下放就地智能汇控柜安装。110kV线路间隔的测控功能由主变高压侧 测控装置或线路保护测控集成装置实现。110kV母线设备接入母线测控装置。每台主变各侧分别配置1套测控装置，并配置1套本体测控装置，共4台装置 组屏1面。公用单元单独配置。10kV馈线、电容器、电抗器及接地变等间隔采用保护、 测量等一体化装置，单套配置。（3）过程层配置方案a、110kV间隔110 kV线路及内桥按间隔设置2套合并单元智能终端集成装置。11155、0kV主变进线及母线设备按间隔配置2套合并单元智能终端集成装置。 b、主变间隔 每台主变本体设置2套合并单元，1套智能终端（含非电量保护功能）。主变10kV侧间隔设置2套合并单元智能终端集成装置。 c、10kV间隔（主变10kV除外） 10kV电容器、站用变、分段及10kV馈线等间隔采用保护测量集成装置，不设置合并单元、智能终端。5.4.2.7 网络设备配置方案 站控层网络采用单星型网络结构，站控层与间隔层采用光纤点对点通信方式。站控层配置1台I区中心交换机（18百兆电口，6千兆光口），1台II区交换机（18 百兆电口，6千兆光口）。间隔层主控室设置1台交换机（22百兆电口，2千兆光口），11156、0kV区域设置1台站控层交换机（22百兆电口，2千兆光口）。10kV配置2台间隔层交换机（22电 口，2光口）。过程层110kV GIS配电装置设置1台公用交换机（20百兆光口，2千兆光口）。 各间隔均实现保护、测控功能自治，不依赖于网络。5.4.3 元件保护及安全自动装置5.4.3.1 保护配置原则 元件保护及安全自动装置配置原则遵循GB/T14285继电保护及安全自动装置技术规程及Q/GDW441智能变电站继电保护技术规范相关要求执行。5.4.3.2 保护配置方案（1）主变压器保护 主变电气量保护主后备保护合一，双套配置。电气量保护含：主变差动保护、高压侧复压闭锁过流、高压侧零序电流保护、157、高压侧间隙电流保护、中压侧复压 闭锁过流、中压侧零序电流保护、中压侧间隙电流保护、低压侧复压闭锁过流、 低压侧限时速断等。非电量保护单套配置，由主变本体智能终端实现，就地布置 在变压器智能控制柜内。（2）10kV间隔保护10kV馈线、分段、电容器、接地变保护由10kV保护测控集成装置实现，其 中：10kV馈线配置三相三段式电流保护、零序电流保护。10kV电容器配置三相二段式电流保护，过电压，低电压，相电压差动保护。10kV接地变配置三相二段式电流保护及本体保护。10kV分段配置三相二段式电流保护。5.4.3.3 安全自动装置配置方案 本期仅涉及系统安全自动装置，详见3.2节继电保护及安全稳定控158、制装置。10kV母线分段处装置备自投装置，装置由10kV分段保护测控装置集成。5.4.4 电源系统采用交直流一体化电源系统，将站用交流电源系统、直流电源系统、UPS电 源系统、通信电源系统统一设计和监控，其运行工况和信息数据通过一体化监控 单元采集并通过DL/T860标准数据格式接入自动化系统。全站配置一体化监控模块采集站用电源各子系统信息，即将站用交流、直流、 UPS等智能设备联成网络接到一体化监控模块，实现站用电源信息共享，建立统 一的智能化电源软件平台，通过以太网接口或RS485接口与站内监控系统通信。5.4.4.1 直流系统 直流系统按无人值班原则设计。结合省公司直流典设以及国网通用设159、计的基本要求。直流系统电压采用220V，配置1组阀控铅酸蓄电池，蓄电池容量按2h事故放 电时间考虑，通信电源按4h事故放电时间考虑。UPS不作为直流系统的经常负荷。直流负荷统计结果如下：序 号负荷名称负荷 容量（kW）负 荷 系 数计算 电流（A）经常 电流事故放电时间及电流持续时间（min）随机初期 113030606090901201201801802405sIjcI1I2I3I4I5I6I7Ir1控制、保护100.627.2727.2727.2727.2727.2727.2727.272监控系统、智能装置、智能组件1.50.85.455.455.455.455.455.455.453高压160、断路器跳闸0.80.62.182.182.182.182.182.184高压断路器自投0.210.910.910.910.910.910.915恢复供电高压断路器合闸0.210.910.916交流不间断电源UPS50.613.6413.6413.6413.6413.6413.647直流应急照明114.544.544.544.544.544.548DC/DC变换装置（通信）10.83.643.643.643.643.643.643.643.64各阶段计算电流统计（A）36.36576454.5554.5554.5554.553.643.640.91蓄电池选择计算结果表序号项目计算结果（只）公式U161、nUf选择结果（只）1蓄电池个数选择104N=1.05Un/Uf2202.23104选择蓄电池只数n=104(2V)蓄电池放电终计算结果（V）公式Unn选择结果（V）2止电压选择1.85Um0.875Un/n2201041.87（V）蓄电池容量计算公式及结果表序号名称蓄电池容量计算公式及结果表1蓄电池组只数计算n=1.05Ue/Uf=1.05220/2.23=1042蓄电池组容量 计算(Ah)第一阶段计算容量：C K I1 68.38c1kKc第二阶段计算容量：I1(I2 - I1)Cc2 Kk 101.21Kc1Kc2第三阶段计算容量：I1(I2 - I1)(I3 - I2)Cc3 Kk 1162、47.28 Kc1Kc2Kc3第四阶段计算容量：I1(I2 - I1)(I3 - I2)(I4 - I3)Cc4 Kk 187.29 Kc1Kc2Kc3Kc4第五阶段计算容量：I1(I2 - I1)(I3 - I2)(I4 - I3)(IS - I4)CcS Kk 228.71 Kc1Kc2Kc3Kc4KcS第六阶段计算容量：I1(I2 - I1)(I3 - I2)(I4 - I3)(IS - I4)(I6 - IS)Cc6 Kk Kc1Kc2Kc3Kc4KcSKc6 158.98第七阶段计算容量：I1(I2 - I1)(I3 - I2)(I4 - I3)(IS - I4)(I6 - IS)C163、c7 Kk Kc1Kc2Kc3Kc4KcSKc6(I7 - I6) 152.49Kc7随机放电容量：C K IR 0.72skKCR总计算容量：C CcS Cs 229.434蓄电池组选择容量（Ah）300充电装置及整流模块选择结果表高频开关充电装置选择交流输入额定电压、频率AC380（110%）V50（12%）Hz直流 输出充电装置额定电 流计算（A）1、满足浮充电要求2、满足初充电要求3、满足均衡充电要求Ir(A)=0.01I10+IjcIr(A)=1.0I101.25I10Ir(A)=1.0I10 1.25I10+Ijc36.663037.566.3673.86充电装置额定电流选择（A）164、100电流调节范围（A）0100%30100%30100%充电装置输出电压（V）Ur=nUcm=1042.4=250高频开关电流整流装置选择模块配置每组蓄电池配置一组高频开关电源模块模块 选择模块数量nn=n1+n2基本模块n1n1=Ir/Ime=80/20=4n1=4附加模块n2n2=1高频开关电源模块选择结果n=5按照电力工程直流电源系统设计技术规程（DL/T 5044-2014），采用阶梯计算法，计算本站直流蓄电池计算容量为229.43Ah。因此本站直流蓄电池容量选 择为1组300Ah。每组蓄电池由104只阀控式密封铅酸蓄电池组成，不设端电池。 蓄电池采用支架安装在单独的蓄电池室内。直流165、系统采用单套高频开关电源装置(模块按N+1配置)，对蓄电池组充电， 系统接线采用单母线接线。充电电流考虑均衡充电时对经常负荷供电，计算直流 系统充电(浮充电)装置的额定输出电压为250V，充电装置额定电流按80A选择。 高频开关电源的单个模块按20A选取，每套充电装置按N+1配置不少于4个基本模 块和1个附加模块。直流馈线采用辐射状供电方式，设置2面直流馈线柜，向主控室的保护测量等二次屏柜供电。 通信电源不单独设蓄电池组，由220V直流系统通过双套DC/DC变换装置输出48V，每套变换装置冗余配320A模块，给站内通信设备供电。5.4.4.2 交流系统 站用交流系统额定输出电压为AC380/2166、20V，两路进线，采用两段单母线接线方式。采用双ATS开关并配置智能设备实现多运行方式自动投切。5.4.4.3 不间断电源系统UPS为变电站内计算机监控系统、电能计费系统、故障录波系统、火灾监测 系统、图像监视主系统、时钟同步系统等重要设备提供电源。UPS不自带蓄电池， 采用站用直流220V作为逆变电源。负荷类型负荷功率（W）综合系数（同时率负载率）计算负荷（W）备注计算机监控系统75020.81200智能辅控监控平台50010.8400电能计费系统20010.5100故障录波系统50010.5250火灾监测系统50010.5250图像监视主系统100170.81360时钟同步系统200214167、00总计53003960不间断电源系统计算负荷为3960W，考虑UPS装置的功率因数为0.8，故不间断电源系统最小容量不低于3960/0.8=4950VA。 根据火力发电厂、变电站二次接线设计技术规程（DL/T 5136-2012）要求，在选择UPS额定容量时，除要按负荷计算视在功率外，还要计及动态（按负 荷从0100%突变）稳压和稳频精度的要求，以及温度变化、蓄电池端电压下降 和设计冗余要求等因素的影响。因此，考虑上述情况，UPS装置的最大输出有功功率应不小于综合系数为1 时的所有负荷功率5300W，考虑UPS装置的功率因数为0.8，故不间断电源系统最 小容量不低于5300/0.8=6625168、VA。本站为110kV变电站，按单套配置在线式模块化交流不停电电源(UPS)系统，具备冗余模块化热插拔功能，UPS装置额定容量按计算结果并适当考虑裕度，选 择为7.5kVA。5.4.5 其他二次系统5.4.5.1 全站时钟同步系统 全站配置一套公用同步时钟系统，在主控室配置2套主时钟，1套扩展时钟，采用北斗系统和 GPS 单向标准授时信号进行时钟校正， 优先采用北斗系统。 实现对全站监控、保护、及过程层设备的对时。5.4.5.2 智能辅助控制系统 全站配置智能辅助控制系统1套，实现图像监视及安全警卫、火灾报警、消防、照明、采暖通风、环境监测等系统的智能联动控制。（1）站内配置1套智能辅助控制系169、统，由图像监视及安全警卫子系统、火 灾报警子系统、环境监测子系统等组成。智能辅助控制系统不配置独立后台系统， 利用综合应用服务器（视频服务器）实现智能辅助控制系统的数据分类存储分析、 智能联动功能。（2）图像监视及安全警卫子系统。图像监视及安全警卫子系统设备包括视 频服务器、多画面分割器、录像设备、摄像机、编码器及沿变电站围墙四周设置 的电子围栏等。视频服务器等后台设备按全站最终规模配置，并留有远方监视的 接口。就地摄像头按本期建设规模配置。其功能按满足安全防范要求配置，不考 虑对设备运行状态进行监视。站内配电装置区、主要设备室的摄像头的配置方案详见下表： 表4.7-1 视频安全监视系统配置一170、览表序号安装地点摄像头类型1全景配置1台，共1台2主变区域每台主变压器配置1台，共2台3110kV配电装置区配置1台，共1台410kV配电室配置4台，共4台5主控室配置2台，共2台6电容器室每个房间配置1台，共2台序号安装地点摄像头类型7接地变室每个房间配置1台，共2台8大门高清固定配置1台，共1台9高压脉冲电子围栏根据围墙边界进行防区划分10红外对射装置大门上方装设1对11门禁装置变电站进站大门及站内配电室主要出入口设置（3）火灾报警子系统。火灾报警子系统由火灾报警控制器、探测器、控制模块、地址模块、信号模块、手动报警按钮等组成。 火灾探测区域按独立房（套）间划分。本方案火灾探测区域有：电缆171、夹层、10kV配电室、变压器室等。火灾报警控制器设置在靠近大门的房间入口出。 火灾报警系统与通风系统进行联动。（4）环境监测子系统。环境监测子系统由环境数据采集单元、温度传感器、 温湿传感器、水浸传感器等、SF6泄露传感器等组成。配置如下：1）二次设备室、配电装置室等重要设备间各配置1套温度传感器、湿度传 感器；2）电缆沟等电缆集中区域配置水浸传感器；3）110kV配电装置室配置1套SF6泄露监测传感器。（5）联动控制 1）通过和其它辅助子系统的通信，实现用户自定义的设备联动，包括消防、环境监测、报警等相关设备联动。 2）在夜间或照明不良情况下，需要启动摄像头摄像时，联动辅助灯光、开启照明灯。172、3）放生火灾时，联动报警设备所在区域的摄像机跟踪拍摄火灾情况、自动 解锁房间门禁、自动切换风机电源、空调电源。4）发生非法入侵时，联动报警设备所在区域的摄像机。5）发生水浸时，自动启动相应的水泵排水。6）通过对室内环境温度、温度的实时采集，自动启动或关闭通风系统。5.4.6 二次设备的接地、防雷、抗干扰5.4.6.1 二次设备接地 为了保护站内综合自动化系统设备的可靠运行，提高抗干扰能力，按照国家电网公司反措要求，对主控室接地要求如下： 在主控制室的电缆沟或屏（柜）下层的电缆室内，按屏（柜）布置的方向敷设截面不小于100mm2的专用接地铜排，并首末端连接，形成二次设备室的内等 电位接地网。主控173、制室内等电位接地网必须用至少4根以上、截面不小于50mm2 的铜排（缆）与变电站的主接地网可靠接地。静态保护和控制装置的屏柜下部应设有截面不小于100mm2的接地铜排。屏 柜上装置的接地端子应用截面不小于4mm2的多股铜线和接地铜排相连。接地铜 排应用不小于50mm2的铜缆与保护室内的等电位接地网相连。屏柜内的接地铜排 应用截面不小于50mm2的铜缆与保护室内的等电位接地网相连。屏体内接地铜排 可不与屏体绝缘。5.4.6.2 二次设备防雷 为防止二次设备遭受雷电的袭击，本站分别在电源系统及信号系统设置了防雷设备。电源系统的防护主要是抑制雷电在电源输入线上的浪涌及雷电过电压， 根据综合自动化变电174、站的现状，对二次系统的感应雷电防护采取两级防护，电源 防雷器设置在各种装置的交流、直流电源入口处。信号系统的防护主要是对重要 的二次设备的通信接口装设通信信道防雷器。5.4.6.3 二次设备抗干扰 二次设备包括二次电缆的抗干扰措施严格按国家电网公司十八项电网重大反事故措施继电保护专业重点实施细则设计，此外还应采取以下措施：（1）微机型继电保护装置所有二次回路的电缆均应使用屏蔽电缆，屏蔽层 两端可靠接地。（2）交流电流和交流电压回路、交流和直流回路、强电和弱电回路，以及 来自开关场电压互感器二次的四根引入线和电压互感器开口三角绕组的两根引 入线均使用各自独立的电缆。（3）计算机监控系统各间隔之间175、，间隔层与站控层之间的连接，以及设备 通讯接口之间的连接应有隔离措施。（4）提高微机保护抗电磁骚扰水平和防护等级，光偶开入的动作电压应控 制在额定直流电源电压的55%70%范围以内。（5）针对来自系统操作、故障、直流接地等异常情况，采取有效防误动措 施，防止保护装置单一元件损坏可能引起的不正确动作。（6）所有涉及直接跳闸的重要回路应采用动作电压在额定直流电源电压的55%70%范围以内的中间继电器，并要求其动作功率不低于5W。（7）合理规划二次电缆的敷设路径，尽可能离开高压母线、避雷器和避雷 针的接地点、并联电容器、CVT、结合电容及电容式套管等设备，避免和减少迂 回，缩短二次电缆的长度。5.4176、.7 电缆/光缆的选择采用预制线缆实现一次设备与二次设备、二次设备间的光缆、电缆标准化连 接，提高二次 线缆施工的工艺质量和建设效率。预制线缆应用如下：5.4.7.1 预制光缆1）110kV 配电装置室及主控室室至预制式智能控制柜采用双端预制光缆， 实现光缆即插即用。 预制光缆选用铠装、阻燃型，自带高密度连接器或分支器。 光缆芯数选用 4 芯、12 芯、24芯，每根光缆备用 24 芯。2）二次设备室内不同屏柜间二次装置连接采用尾缆，尾缆采用 4 芯、8 芯、12 芯规格。柜内二次装置间连接采用跳线，柜内跳线采用单芯或多芯跳线。3）除线路保护通道专用光纤外，采用缓变型多模光纤；室外光缆采用非金 177、属加强芯阻燃光缆，采用槽盒敷设方式。4）就地控制柜至二次设备室之间的光缆按间隔、按保护双套原则进行光缆 的整合，就地控制柜至与母差、对时等公用设备的光缆不单独设置。5.4.7.2 预制电缆1）主变压器、断路器、隔离开关、与智能控制柜之间二次控制电缆采用预 制电缆连接，采用双端预制、槽盒敷设方式。当电缆采用穿管敷设时，采用单端 预制电缆，预制端设置在智能控制柜侧。预制电缆采用双端预制且为穿管敷设方 式下，选用高密度连接器。2）电流、电压互感器与智能控制柜之间控制电缆、交直流电源电缆不采用预制电缆。5.4.8 二次设备布置5.4.8.1 二次设备布置原则110kV线路光差保护测控装置、桥保护测控集178、成装置等设备采用就地下放布 置于智能汇控柜。其余站控层设备、主变保护和测控装置等设备采用集中组屏方 式布置于主控室室。110kV各间隔的智能组件布置于智能汇控柜，10kV线路、电 容器、所用电智能组件分散布置于各开关柜。站控层设备主机布置在二次设备室 内，可采用组屏方式。二次设备室还布置有远动柜、同步时钟柜、交直流一体化 电源柜、计量柜、通信设备等。5.4.8.2 二次设备布置方案110kV配电装置室下放布置： 每回110kV线路的2套合并单元智能终端集成装置、1台线路保护测控装置组柜于1面线路智能汇控柜； 每个110kV内桥间隔的110kV内桥保护测控装置、2套合并单元智能终端集成装置组柜于179、1面桥智能汇控柜； 每个110kV主变进线及母线设备间隔的2套合并单元智能终端集成装置、1套母线测控装置组柜于1面母线设备智能汇控柜；2台过程层公用交换机、1台间隔 层交换机分别下放于母线设备智能汇控柜。主控室二次设备布置： 每台主变的保护装置组屏1面，每台主变的测控装置组屏1面； 公用测控、智能接口装置、2台站控层中心交换机、1台站控层交换机组屏1面；110kV备自投装置单独组屏，本期及远期共1面；110kV故障录波柜，每套故障录波装置组柜1面； 时钟同步主时钟及扩展时钟共组屏柜1面； 2台I区数据通信网关机组屏1面；1台II区数据通信网关机、1台III/IV区数据通信网关机、防火墙、正反向180、隔离装置、网络安全监测装置组屏1面；110kV及主变各侧数字电能表、电能量采集装置组屏1面；10kV保护测控装置、10kV电能表布置于开关柜上。全站其它二次设备均布置于二次设备室，蓄电池布置于单独的蓄电池室内。5.5 站区总体规划和总布置5.5.1 站区总体规划结合场区工程地质、地形、风向、施工等外部条件，满足生产工艺、送出电 力线路走廊方向、环保、消防、防洪灾及节约土地的要求，按电气设备、出线方 向、建构筑物、管线、电缆沟及道路等进行统筹安排，合理布置。变电站远期规划110kV出线2回，本期2回，均为电缆出线；10kV出线远期36 回电缆，本期19回电缆，向南出线。站址进站道路从东侧万家丽路181、引接，长度约为30m。 地形图坐标采用XX市独立坐标系，1956黄海高程基准。5.5.2 站区总体布置1）场区内所有设备均应布置在本项目核准的规划的红线范围内。2）本工程为全户内站，总平面布置方案按照国网湖南A2-5典设的基础上进 行调整布置。3）出于安防考虑，本工程在大门口处设置值守室，便于安检和警卫工作。 站区内设一栋配电装置室，为地上二层地下一层建筑，全部的配电装置布置在其 内，该建筑物位于站区的中央，内含地下电缆夹层、10kV配电装置室、110kVGIS 室、主变室、散热器室、接地变室、电容器室、蓄电池室等。4）变电站内的给排水管道及道路按远期规模一次建成。5）变电站主入口位于站区东侧182、，进站道路从万家丽路引接，长度约30m。 站内道路围绕配电装置区域形成环形消防通道，道路路面宽4.0m。站区运输道路 兼消防通道，转弯半径9.0m。进站道路及站内道路均采用城市型沥青混凝土路面。6）变电站围墙长度为70m，宽度为40m。7）站区内电缆沟、上下水管、油管布置时按沿道路、建构筑物平行布置原 则，从整体出发，统筹规划，在平面与竖向上相互协调，远近结合，间距合理， 减少交叉。站内110kV以及10kV电缆均采用浇制混凝土电缆沟的敷设方式。8）电气设备及建筑物之间的间距应满足GB50229-2019火力发电厂与变电 站设计防火规范的相关要求。5.5.3 站区竖向布置1） 竖向布置（1）场183、地竖向布置采用平坡式。（2）场地排水必须根据水文气象资料，设计泄洪排水系统，场区内雨水应 采用综合有组织排水方式排出场区，场区不能存在积水。站区内场地排水由道路 雨水口汇集后排至站外市政管网。（3）主建筑物室内0.000m标高应高于主建筑物所处设计场地标高0.3m，其 它建筑物室内外高差取0.3m。2） 管沟布置 站区内电缆沟、上下水管布置时按沿道路、建构筑物平行布置的原则，从整体出发，统筹规划，在平面与竖向上相互协调，远近结合，间距合理，减少交叉， 同时应考虑便于检修和扩建。根据电气要求，站内电缆沟主要断面为1.4m1.2m(宽高)，站内电缆隧道主 要断面为1.6m2.0m(宽高)。3） 道184、路布置 站址进站道路从东侧万家丽路引接，进站道路为城市型沥青混凝土道路。 站内道路围绕配电装置区域形成环形消防通道，道路路面宽4.0m。站区运输道路兼消防通道，转弯半径9.0m，站区道路为城市型沥青混凝土道路。 站内功能分区明确合理，布置紧凑，工艺衔接流畅，交通运输方便。 4） 场地处理根据“两型三新一化”要求，变电站不宜采用人工绿化草坪，易采用花砖、碎 石等地坪处理方式，本站配电装置区裸露的空隙场地均采用碎石地坪。5） 围墙及大门 由于站址位于XX河流域开发公司所属公园广场，XX河流域开发公司要求变电站要与公园景色保持协调，因此本次围墙采用2m高绿化围栏。围墙大门采 用电动平开大门。5.5.185、4 主要经济技术指标本设计方案站区主要技术经济指标见下表：表5-2站区主要技术经济指标序指标名称单数量备注号位1变电站总用地面积hm20.2995约4.4925亩1.1站区围墙内用地面积hm20.2744约4.116亩1.2进站道路用地面积hm20.0183约0.2745亩1.3其他用地面积hm20.0088约0.132亩2站址土石方挖方（-）m30政府负责填方（+）m30清表（-）m302.1站区场地平整挖方（-）m30填方（+）m30清表（-）m302.2进站道路平整挖方（-）m30填方（+）m30清表（-）m302.3基槽余土m340402.4土方综合平衡 后清表外运m30政府负责购土m186、30基槽余土外运m34040运距30km3破除广场地面m20,政府负责4破除后建渣外运m305二次场平m315006回填土压实m31806压实系数大于0.947C15毛石混凝土换填m35008进站道路长度m30城市型沥青混凝土道路9围墙长度m2092.0米高绿化围栏10电动平开钢门m21511总建筑面积m21551配电装置楼钢框架结构；值守室及消防泵房为门式轻钢结构12站内道路m2723670mm厚城市型沥青混凝土路面，带路缘石，抗裂纤维13碎石地坪m21100150mm级配碎石+150mm三七灰土14水泥硬化地坪m240015电缆沟m761.4*1.2钢筋混凝土16电缆隧道m291.6*2.187、0钢筋混凝土17站外给水管道长度m300镀锌钢管DN10018站外排水管道长度m200HDPE40019桩基（d=700mm）m450泥浆护壁钻孔灌注桩5.6 建筑规模及结构设想5.6.1 设计原则建筑设计遵循安全可靠、经济适用、简约大方、稳重实用、以人为本的原则。 建筑物应整体协调、体现现代工业厂房的风格，能充分反映国家电网的企业文化 特征。能与变电站整体色调及所在区域周边环境协调统一。本站按无人值守设计。 5.6.2 全站建筑物简述建（构）筑物包括：配电装置楼、值守室及水泵房、消防水池及事故油池等。表5-3建筑面积一览表建（构）筑物楼层房间名称楼面标高（m）层高（m）建筑面积（m2）结构形188、式配电装置楼地下一层电缆夹层-3.0031547钢筋混凝土结构一层主变压器室09.0钢框架结构110kVGIS室09.010kV配电装置楼05.0卫生间05.0二层电容器室5.04.0主控室5.04.0蓄电池室5.04.0资料室5.04.0工具室5.04.0值守室及水泵房一层水泵房0.03.583.8门式轻钢结构总建筑面积1631m25.6.3 建筑方案配电装置楼轴线尺寸为38m19m(长宽)的规则矩形，是一栋两层钢框架 结构，一层地下电缆夹层的房屋。一层布置主变室、GIS室、10kV配电装置室， 其中GIS室、主变室层高为9m，10kV高压室层高5m。二层布置有电容器室、主 控室、蓄电池室、189、工具室、资料室，层高4m。(1)建筑装修及构造做法 建筑装修遵照两型一化的原则，采用中等工业装修标准。 外墙面：主变外墙采用可拆卸式大砌块填充墙（外侧铝镁锰板，内侧镀铝锌钢板）（300厚），主变与散热器之间墙体采用300厚轻质泄压墙，其余外墙采用300 厚复合压型钢板（内嵌岩棉）外墙。内墙面：主变内墙采用300厚砌块防火墙，其他内墙采用150厚轻钢龙骨石膏 板内隔墙（内含50厚岩棉）。楼地面：主变压器室、电容器室、工具室、备件室、110kVGIS室采用金刚 细石混凝土地面（复杂地面）；二次设备室采用架空防静电活动地板；蓄电池室 采用耐酸地面；卫生间采用防滑地砖地面；走廊，0米以上楼梯采用玻化砖190、地面； 0米以下楼梯，电缆夹层采用细石混凝土地面。屋面：采用钢筋桁架楼承板屋面，防水等级为级。 门窗：外窗玻璃均采用6（外：浅灰色）+12A+6（内：白色）厚中空玻璃。卫生间采用磨砂玻璃；面积大于1.5m2的窗玻璃或玻璃底边离最终装修面小于 900mm的落地窗、门玻璃、固定门玻璃等应采用安全玻璃。外门采用平开门，外 窗采用90系列黑色断热铝合金型材，平开彩钢板门彩钢板厚度大于12mm，门框 采用冷轧方钢管焊接。外墙门窗需满足气密性不应低于 GB/7107-2002 中的4 级、水密性不应低于GB/7108-2002中的4级、抗风压性不应低于GB/7106-2002 中的3级。涂装：1） 钢结构191、涂装工程应在构件制作质量经检验合格后进行。2） 钢结构（冷弯薄壁除外）涂装前应对构件表面进行处理,本设计构件表面处理方法:钢丝刷清除浮锈，除锈质量等级应不低于涂覆涂料前钢材表面 处理表面清洁度的目视评定第1部分：未涂覆过的钢材表面和全面清除原 有涂层后的钢材表面的锈蚀等级和处理等级(GBT 8923.1-2011)中规定 的Sa2.5级.3） 钢结构构件（冷弯薄壁构件除外）涂环氧富锌漆二道，漆膜厚度不小于70um，中间漆为环氧云铁漆一道，漆膜厚度不小于70um,面漆为丙烯酸 聚氨酯类3道，厚度不小于100um,涂层总厚度室内不小于240um. 在正常 使用和正常维护的前提下，应能满足结构设计使192、用耐久性年限15年的要 求。油漆应能同防火涂料有良好的兼容性，油漆与基材有良好的粘结性。 若防火涂料具有防腐性能，可等效代替防腐面漆，否则，防腐面漆不能 省略。室外构件的涂装面漆厚度增加20um，用于室外检修钢爬梯等。5.6.4 结构设想（1）结构型式站内建筑物的抗震设防类别按变电 站建筑结构设计技术规程 （DL/T5457-2012）执行，本站配电装置楼的抗震设防类别为标准设防类。安全 等级为二级，结构重要性系数为1.0。本地区的抗震设防烈度为6度，建筑物结构 抗震等级为四级。配电装置楼采用钢框架结构，地下电缆夹层采用钢筋混凝土结构。所有钢结 构构件除锈后刷防锈漆防腐。值守室及水泵房采用门式193、轻钢结构。消防水池、事故油池等地下构筑物采用 现浇钢筋混凝土结构。（2）基础方案（未做地勘暂定） 由于站址区域地下管线较多，需要XX河流域开发公司配合进行管线迁移，现管线迁移暂未进行，无法进行地勘。因此本次可研暂定配电楼基础为桩筏基础， 具体基础形式需地勘后确定。拟对配电装置楼、主变、GIS区域采用直径700mm的泥浆护壁灌注桩，桩长 平均10m，筏板基础采用平板式筏板基础，筏板厚度600mm。（3）其他构筑物 消防水池采用钢筋混凝土结构，基础采用筏板基础。电缆沟采用现浇型，盖板均采用角钢包边砼制品，在道路段、紧挨着道路沟 顶与道路面平齐的区域段则均用过车辆的重型电缆沟盖板，过道路段的电缆沟作194、 隧道式，电缆沟在穿越围墙处改用穿管形式。事故油池：采用钢筋混凝土结构，整板基础。（4）结构防水、防腐、抗浮 电缆沟和消防水池等混凝土结构采用自防水与外包防水相结合的方法。根据具体情况，混凝土可掺加减水剂、膨胀剂、防水剂、密实剂、引气剂、复合型外 加剂等，以改善混凝土的防水性能。消防水池的混凝土抗渗等级拟采用P6。基坑开挖应尽量避开雨季施工，防止基坑垮塌。施工完成后，水池中蓄满水， 水压力可与地下水浮力相抵消，可不采取长期抗浮措施。5.7 供排水系统5.7.1 水源条件1、水源 本站位于XX市XX区万家丽中路与香樟路交叉口西南角。站址外设有市政给水管网，变电站生产生活用水从市政给水管网引接。 195、2、站址区域现有排水条件 站区排水排入站址外市政排水管网。5.7.2 设计依据室外给水设计规范GB50013-2006室外排水设计规范GB50014-2006（2016年版）建筑给水排水设计规范GB50015-2003变电所给水排水设计规程DL/T5143-20025.7.3 给水系统（1）用水量 设计用水量包括生活用水、生产用水、绿化用水、道路冲洗用水、管网漏失水量及未预见用水等。 因不设集中空调，不考虑空调用水，故无生产用水。 汽车于站外冲洗，不考虑汽车冲洗水。变电站设生活用水量详下表。表5-4生活用水量表序号名称用水量定额数量最高日用水量(m3/d)最大小时用水量(m3/h)备注1工作人196、员生活用水65(L/人d)10人0.650.08时变系数取3.02未预见及漏失水量0.10按15计3合计0.75本工程生产建筑物耐火等级为一级，建筑体积约为7190m3，火灾危险性为丙类，因此本站设置室内外消防给水系统。变电站同一时间内的火灾次数应按一次 确定，火灾延续时间为3h。表5-5消防用水量表序号名称消防用水量供水时间(h)供水压力(MPa)总水量（m3/h）L/Sm/h1室内消火栓207230.352162室外消火栓259030.352703合计486由自来水管网引入一根DN100镀锌钢管接入站内后分别供消防水池和生活用水。（2）管材、接口及敷设方式 站外给水管道采用镀锌钢管，室外生197、活给水管道采用镀锌钢管，室内生活给水管道采用PPR热水管，连接方式采用热熔连接，室外管道敷设方式采用埋地， 室内管道敷设方式采用明敷。生活给水管所用的塑料原料均采用食品级塑料。 5.7.4 排水系统站区排水包括有地面雨水、生活污水、含油废水等，排水方式自流排放。站 内排水采用经化粪池处理后的生活污水及事故油池内的雨水与站区地表雨水分 流制排水系统。雨水由道路边的雨水口收集，汇合后排至站外市政雨水管网，生 活污水排入市政污水管网。站区雨水管道采用HDPE双壁波纹管，环刚度SN8。 变电站最高日生活污水量为0.62m3/d，生活污水采用化粪池处理后排入雨水系统。设置主变压器事故排油池1座，收集事故198、时变压器的事故排油，事故后，及时清除油池内的事故油。变压器的油量约为25t，电抗器为干式电抗器，不含油， 不设事故排油系统，事故油池容量按单台主变压器100%油量设计，选用有效容 量为30m3的事故排油池。事故油池具有油水分离功能，含油废水经事故油池油水 分离后排入站区雨水管。事故排油管道管径为DN200，材质焊接钢管，连接方式 采用焊接。排水管道采用HDPE双壁波纹管，环刚度SN8，采用热熔连接，敷设方式采 用埋地。5.7.5 防洪排涝站址地势平坦，场地设计标高在40m，高于百年一遇洪水位标高39.85m，且 站址位于XX市市区，城市已有防洪措施，因此站址无洪涝危险。5.8 采暖、通风和空气199、调节系统5.8.1 设计范围暖通专业设计范围：配电装置楼内的采暖通风与空调。5.8.2 原始设计资料1) 室外设计参数 冬季大气压力：1019.6hPa，夏季大气压力：999.2hPa 冬季通风室外计算(干球)温度：4.6 冬季空调室外计算(干球)温度：-1.9 夏季通风室外计算(干球)温度：32.9 夏季空气调节室外计算(干球)温度：35.8 夏季空气调节室外计算湿球温度：27.7 室外风速：冬季平均2.3m/s，夏季平均2.6m/s 2)室内设计参数根据民用建筑供暖通风与空气调节设计规范(GB 50736-2012)、火力发 电厂采暖通风与空气调节设计规程(DL/T 5035-2004)和200、220kV500kV变电所 设计技术规程(DL/T 5218-2005)中的有关规定及工艺专业要求。主要房间的温、 湿度设计参数如下：表5-6主要房间的温、湿度设计参数主要功能房间温度()湿度(%)新风量m3/(h.人)夏季冬季夏季冬季主变压器室45/70/-110kV GIS室40/70/-10kV配电室35/70/-二次设备室3018227070-电容器室40/70/-资料室2628161870/305.8.3 设计依据民用建筑供暖通风与空气调节设计规范GB 50736-2012；35kV110kV变电所设计规范GB50059-2011；火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规程DL/T 5201、035-2004；火力发电厂与变电所设计防火规范GB 50229-2019。5.8.4 采暖方案及设备选型湖南省属于非采暖区，一般不设采暖系统。5.8.5 通风方案及设备选型1)主变压器本体室、GIS室、电容器室、地下电缆夹层均采用自然进风、机 械排风方式通风降温；主变散热器室采用自然通风方式。2)GIS室发热量很小，但设备中存在大量六氟化硫气体。按卫生部工业企 业设计卫生标准的规定，车间空气中六氟化硫气体的含量不得超过6000mg/m3， 为简化设计可采用换气次数法确定事故排风量。根据火力发电厂采暖通风与空 气调节设计技术规定，六氟化硫电气设备间平时正常运行下部通风换气次数不 小于2次/h；202、事故时上下部同时排风，通风换气次数不小于4次/h。3)配电室设计单独事故通风系统，换气次数n12次/h。4)卫生间、水泵房：采用墙面换气扇，保证室内的空气质量。5)风机出口均加设消声罩，保证变电站通风系统的外部噪声需满足现行国标声环境质量标准GB3096和工业企业厂界环境噪声排放标准GB12348规 定的2类环境噪声要求，即昼间不超过60dB(A)，夜间不超过50dB(A)。6)设备选型如下表：湖南星电集团星电勘测设计监理有限公司编制100序号名称型号及规范单位数量备注1玻璃钢屋顶轴流风机21091m3/h台2主变压器室2低噪声轴流风机5730m3/h，960r/min，1.5kW台1010k203、V配电室、电缆夹层3低噪声轴流风机（防爆）2555m3/h台1蓄电池室4玻璃钢屋顶轴流风机5555m3/h台9GIS室、电容器室5天花板管道式排气扇L=210m3/h，N=55W台1卫生间6墙面排风扇APB15-A，L=258m3/h，N=23W台1水泵房5.8.6 空调方案及设备选型1) 二次设备内有发热量较大的电气设备。要在夏季最热月高温高湿的环境 下达到工作环境的要求，避免事故，必须有足够的空调制冷量，良好的空气调节 气流组织及温湿度监控调节。2)在二次设备室的空调设计中，主要考虑采用风冷热泵型空调机，空调机自 带温湿监控调节系统。3)10kV配电装置楼发热量大，配置单冷性柜式空调，保证204、夏季室内温度低于354)其他舒适性房间如资料室，警卫室等采用能效比高的分体空调就地布置方 式，保证房间的温湿度要求。5)设备选型如下：序号名称型号单位数量备注1柜式冷暖空调机5P台2二次设备室2柜式单冷空调机5P台410kV配电室3分体壁挂冷暖空调1.5P台4备件室、警传室、工具间、资料室4分体壁挂冷暖防爆空调1.5P台1蓄电池室5除湿机台310kV配电室5.8.7 采暖、通风及空调系统的控制站内空调机均附温控器，采暖和空调设备可根据设定温度自动运行。5.8.8 采暖、通风及空调系统的节能措施主变压器室、电容器室以自然通风排热为主，当夏季室外温度较高，自然通风无法满足要求的情况下机械通风系统自205、动开启降温，从而在满足设备运行条件 的前提下实现了节能降耗。二次设备室、蓄电池室等房间空调选用能效比大于4的空调机。 通风机选用低噪音节能智能风机，同一通风量比一般风机节能50%。 主变本体室内墙满贴吸音板吸音。5.8.9 采暖、通风及空调系统的智能化1)采暖、通风及空调设备宜具备自动控制功能或与智能辅助控制系统实现协 同联动。2)通风系统的自动控制功能除实现温度感应、换气次数、事故排烟外，应与 消防系统连锁。5.9 火灾探测报警与消防系统5.9.1 概述1、有关消防设计规范。建筑设计防火规范(GB 50016-2018)火力发电厂与变电站设计防火规范(GB 50229-2019)建筑灭火器配206、置设计规范(GB 50140-2005)电力设备典型消防规程(DL 5027-2015) 2、消防设计范围及界限本工程消防设计范围为站区内，附近无消防站，按消防自救设计消防设施。 本工程消防设计包括下列内容：1）总平面布置及建(构)筑物防火；2）移动式灭火器配置；3）火灾探测报警控制系统；4）消防供电及电气设备消防措施；5）通(排)风防火排烟。6）消防给水系统3、消防主要设计原则1)本工程消防设计仅考虑站区内发生的各类火灾的防止和扑灭，立足于自救。2)本工程消防设计根据“预防为主，防消结合”的方针，按照有关规程、规范及规定的要求进行站区消防设计，采取相应的防火措施，设置必要的灭火系统。 各专业207、根据工艺流程特点，在设备与器材的选择及布置上充分考虑预防措施。在 建筑物的防火间距及建筑结构设计上采取有效措施，防止火灾的发生与蔓延。3)站区内建筑物火灾危险性别为丙类，最低耐火等级为二级，最大建筑物建 筑体积7190m3，站区需设置室内外消防给水。5.9.2 消防措施1、站区总平面布置 站区总平面设环形车道，各建筑物间距满足防火要求，详见土建说明。 2、站区建(构)筑物 站区建(构)筑物耐火等级及火灾危险性分类见下表：建(构)筑物火灾危险性分类耐火等级配电装置楼丙一级主变压器本体室正面外墙设置拆装式防爆泄压墙。根据电气设备和建筑物的防火要求，按照建筑灭火器配置设计规范(GB 50140-20208、05)，电力设备典型消防规程(DL 5027-2015)，在全站范围内设置ABC 磷酸铵盐干粉灭火器。每台主变压器旁设成品消防砂箱，内装2m3砂，并配推车 式干粉灭火器。具体配置详见配置表。序号名称型号、规格及技术数据单位数量1推车式干粉灭火器50kg具22手提式干粉灭火器5kg具303、电气设施变电站主变压器消防配推车式干粉灭火器、消防砂箱。 主变压器设有储油坑及事故排油管道，排油管道接至主变压器附近的事故油池，供火灾事故时迅速泄空着火主变压器中的绝缘油，防止变压器火灾扩大。 电缆及其他电气设备防火措施详见电气专业说明。4、火灾报警控制系统 本工程在配电装置楼有火灾危险的房间设置火灾探测报警209、控制装置。 全站火灾探测报警系统报警网络采用二总线制，报警控制装置设置于门卫室内，包括报警主机一台、联动控制器及直流备用电源专用装置。当火灾确认后，报警联动控制装置联动关闭相应着火区域房间的空调及风机 等。报警主机并将火警及灭火的相关信息信号进行归并后进入变电站综合自动 化系统，通过综合自动化系统信息传输通道传至监控中心火灾探测报警控制系统采用消防电源，实施双路电源供电，接于所用电系统 的电源柜，设有备用电源自投装置，同时配置直流备用电源，当交流电断电时， 该系统能自动切换到直流事故电源。火灾自动报警系统详见二次专业说明。5.9.3 消防给水系统1、结合“两型一化”，站内户外配电装置场地采用碎210、石地坪。2、站内道路基层采用硬化设计，满足文明施工要求。3、生活污水采用化粪池进行处理，主变附近设事故油池进行事故排油处理， 建设环境友好型变电站。4、站区建筑物屋面采用坡屋面形式，采用压型钢板复合保温卷材防水屋面。 不使用高档装修材料，外墙主要采用复合压型钢板（内嵌岩棉）外墙。室内顶棚 采用防火吊顶。门窗按模数采用规整几何矩形，外门窗采用双层中空玻璃。既保 持了室内热工环境的稳定性，亦降低了变电站内设备噪声对配电装置楼内环境的 影响，且降低了能耗。5.10“两型一化”及“四新”应用情况5.10.1 变电电气“两型一化”应用情况1、本工程站内布置结合国网湖南省电力有限公司35220kV变电站模211、块化 建设通用设计实施方案35110kV变电站分册（2019年版）的110-A2-5方案，根 据本工程规模变化和地形特点进行调整优化。2、变电站主要电气一次设备的选择遵照国家电网公司输变电工程通用设 备 35750kV变电站分册2018年版。3、采用全寿命周期内性能价格比高的设备，积极地因地制宜采用占地少、 维护少的设备，本站选用户内GIS组合电器（110kV）。5.10.2 土建“两型一化”应用情况1、结合“两型一化”，站内户外场地采用碎石地坪。2、站内道路基层采用硬化设计，满足文明施工要求。3、生活污水采用化粪池进行处理，主变附近设事故油池进行事故排油处理， 建设环境友好型变电站。4、站区212、建筑物屋面采用坡屋面形式，采用压型钢板复合保温卷材防水屋面。 不使用高档装修材料，外墙主要采用复合压型钢板（内嵌岩棉）外墙。室内顶棚 采用防火吊顶。门窗按模数采用规整几何矩形，外门窗采用双层中空玻璃。既保 持了室内热工环境的稳定性，亦降低了变电站内设备噪声对配电装置楼内环境的 影响，且降低了能耗。5.10.3 变电电气“四新”应用情况本站为110kV变电站，未配置一次设备状态监测系统。5.10.4 变电土建“四新”应用情况1、全站电缆沟采用预制砼盖板，同时电缆沟沟壁压顶及主变油坑坑壁压顶 也采用预制砼压顶新工艺，工艺更简化，更方便工厂化制作，且更为整齐美观。2、土建所有外露基础均倒圆角，美观牢213、固。3、采用建筑密封膏、密封带等对建筑物各种缝隙进行密封处理；屋面防水 及地面防潮采用合成高分子防水卷材；中空玻璃建筑外窗、岩棉夹芯板外墙等节 能产品的应用实现变电站建筑的节能环保。4、排水管采用双壁波纹排水管，相比传统砼排水管减少了接头数量，方便 施工、易于控制质量，加快场地排水的施工进度、避免了场地的积水对施工的影 响。5、站内所有井盖均采用合成材料，标准化工厂制作、方便施工 墙体是建筑物外围护结构的主体，其所用材料的保温性能直接影响建筑的耗热量。我国以砼砖为墙体材料，保温性能不能满足设计标准，为保证节能效果达50%以上的标准，本设计采用砖与保温层的复合节能墙体。6、门窗节能 外门窗是建筑214、能耗散失的最薄弱部位，其能耗占建筑总能耗的比例较大，其中传热损失为1/3，冷风渗透为1/3。所以，在保证日照、采光、通风、了望要求 的条件下，尽量减小建筑物的外窗洞口的面积，并采用中空玻璃，提高外门窗的气密性，减少冷风渗透，提高外门窗的保温性能。减少外门窗本身的散热量，其 节能措施有：控制建筑物的窗墙比，设置保温封条，使用新型密闭性能良好的保 温门窗，改善门窗的保温性能。7、屋面节能 在改进建筑外墙、外门窗的保温性能后，还必须进一步加强屋面保温隔热的措施，选用密度较小，导热系数较高的保温材料，既避免屋面重量、厚度过大， 又易于保温节能。8、照明设备 变电站建筑物内的照明设备不少，因此在照明系统215、的设计中，采取合理的接线方式，合理布线以减少导线长度，选用高效节能型的照明设备措施，以达到节 能的目的。9、根据有关设计技术规定合理配置空调设备，不得加大容量。5.10.5 结论通过上述节能降耗措施，来达到依靠科学技术、降低消耗，合理利用资源， 提高资源利用效率，切实保护生态环境。推广采用节能、降耗、节水、环保的先 进技术设备和产品，强制淘汰消耗高、污染大、质量差的落后生产能力、工艺和 产品，有利于资源节约和综合利用，从源头杜绝能源的浪费。6 送电线路路径选择及工程设想6.1 概况（1）新建XX变电站110kV出线规划 根据接入系统规划，湖南XXXX110kV输变电工程110kV线路最终出线2216、回，本期出线2回，新建林海-树木岭入XX变电站110kV线路工程。（2）XX110kV变电站位置 XX110kV变电站站址位于XX市XX区万家丽路与香樟路路交叉西南角。（3）本次线路工程概况1）新建林仙跳树线（湘府路T接点）改进林海变110kV线路工程，电缆路径 长度约 1 2.48km 。新建电缆线路采用已建隧道敷设的方式；电缆采用 ZC-YJLW03-Z-64/110kV-1630mm2型交联聚乙烯绝缘皱纹铝护套聚乙烯外护套 纵向阻水电力电缆。2）新建林海-树木岭入XX变电站110kV线路工程，XX-林海侧电缆线路 路径长约10.24km，XX-树木岭侧电缆线路路径长约10.26km。电缆217、采用 ZC-YJLW03-Z-64/110kV-1800mm2型交联聚乙烯绝缘皱纹铝护套聚乙烯外护套 纵向阻水电力电缆。新建排管50米，工作井1个.6.2 变电站进出线间隔6.2.1 新建XX110kV变电站110kV进出线布置XX110kV变电站站址位于XX市XX区万家丽路与香樟路路交叉西南角。110kV出线间隔共2回，本期占用1Y和2Y间隔，采用电缆出线。图6.2-1 XX110kV变电站110kV出线间隔布置示意图6.2.2 已建220kV林海变出线间隔图6.2-2林海220kV变电站110kV出线间隔布置示意图6.3 线路路径及技术方案6.3.1 路径设计原则（1）线路路径应符合城镇规218、划，避免对城镇远期规划造成影响。（2）注重环境保护，避让文物及古迹保护单位。（3）路径方案应技术可行，经济合理。（4）路径方案尽可能结合电网发展规划的需要。6.3.2 影响路径方案选择的因素本工程线路位于XX市XX区万家丽路和湘府东路。本次路径方案唯一，全 线建设在已有排管和隧道内，不存在影响路径方案的因素。6.3.3 方案路径（1）110kV林仙跳树线现状图如下（2）林仙跳树线（湘府路T接点）改进林海变110kV线路工程，电缆路径长 度约12.48km。自林海变7Y间隔出线，至站内电缆夹层后，进入电缆隧道沿湘 府东路敷设，然后进入万家丽路与湘府东路交叉的综合管廊敷设至T接点，在T 接头处将北219、侧电缆拔出与林海变新出一回电缆通过中间接头连接形成XX-林海 线路.（3）新建林海-树木岭入XX变电站110kV线路工程，XX-林海侧电缆线 路路径长约10.24km，XX-树木岭侧电缆线路路径长约10.26km。林仙跳树 线自万家丽路入110kVXX变。6.3.4 协议办理情况本次新建线路工程不需办理协议。6.4 电缆部分6.4.1 电缆运行环境条件海拔高度1000m最高环境温度40最低环境温度-10最热月平均气温36.5最大日温差：室外25，室内15最大湿度100%（25）土壤热阻；1.2 k.m/W太阳辐射（室外）：0.1W/cm2距地面1.5m处最高地温：33大气污秽条件：e()级6.220、4.2 电缆运行条件1）系统额定电压（U/U0）：110/64 kV2）系统工频率：50 Hz3）系统最高工作电压：126kV4）系统的接地方式：中性点直接接地5）系统最大短路电流：单相短路20.16kA；三相短路19.31kA6）雷电冲击电压（峰值）：550 kV7）短路电流最长持续时间：0.1S8）一分钟工频耐受电压（有效值）：185/200 kV9）每回电缆最大输送潮流：160MVA10）排管敷设，隧道敷设。11）电缆的排列方式：水平排列12）导体允许最高温度：正常运行时90，短路时250。6.4.3 电力电缆及附件6.4.3.1 电缆型式 考虑本工程电缆线路安全以及施工管理方便，并考虑221、已建工程的运行经验，选用干式交联聚乙烯绝缘（XLPE）电缆。 交联聚乙烯绝缘电缆具有较好的电性能与物理性能，有优异的热稳定性和老化稳定性，在正常运行90，另一回退出运行时130和事故短路250条件下， 能够输送较大的负荷。同时XLPE电缆可耐小半径弯曲，重量轻，安装简便安全 可靠，与充油电缆相比其接续与终端处理也比较容易。从安全和环境保护角度看， 交联聚乙烯绝缘没有油料渗漏，防爆性能也较好。电缆金属护套可采用皱纹铝护套或铅护套，皱纹铝护套与铅护套相比，其优 点为成本低，重量轻，高强度和较好的故障电流运载能力，但铅护套化学稳定性 好，耐腐蚀性和抗液体渗漏性强，且同等截面的电缆允许的输送电流铅包较222、铝包 约大3%4%。综合比较，两者均可采用。电缆的外护层，在潮湿或易于受水浸泡的场所，应有挤塑外套，目前外护套 主要有聚乙烯（PE）和聚氯乙烯（PVC）两种。PE敷设较硬，没有PVC柔顺， 但-20以下低温用普通PVC易脆化开裂，且对化学药物的耐受性PE优于PVC， 燃烧时PE不象PVC会释出含有氯化氢等毒性气体，且PE电气绝缘性能高。综合 考虑，推荐采用PE外护套。交联聚乙烯电缆具有附件简单，敷设、安装、运行灵活的优点，在省会XX 及周边城市的110kV线路中有较多的施工和运行经验。因此，本工程选择电缆的 典型结构为：单相铜芯、干式交联聚乙烯绝缘、皱纹铝护套或铅护套、PE外护 套。6.4.3223、.2 电缆截面的选择 环境及电缆敷设方式是影响电缆载流量最主要的外部因数，其中在同一电缆工程中，电缆的敷设方式对载流量具有较大的影响。下面根据实际电缆敷设方式， 计算电缆截面。1）电缆长期允许载流量 电缆截面是电缆的一个重要参数，根据系统提供资料，本设计对电缆截面进行了预选，待下一阶段电缆供货厂商确定后再进行最后核算。本工程电缆属于 110kVXX进线电源线缆，按照“N-1”原则计算，远期单回最大输送潮流为160MW， 当“N-1”故障时，一回110kV电缆停运，另外一回110kV电缆在极限输送情况下 的载流量需满足I（160000/3/110/0.95）880A。本工程选用110kV电压等级224、 标称截面630mm和800mm的交联电缆进行比较，参照有关电缆生产厂家的资料， 按IEC287标准计算，在本工程的气象条件及敷设条件下，电缆敷设最高环境温度 按 40设计，最热月平均地温取30，土壤热阻率取1.4Km/W，电缆持续载流 量情况如下：排管中通道参考载流量表电压等级 (kV)电缆截面 (mm2)回路数 (回)参考载流量 (A)11063018191108001918110100011069隧道中参考载流量表电压等级 (kV)电缆截面 (mm2)回路数 (回)参考载流量 (A)1101000水平1430110800水平1250110630水平1050电缆在极限输送情况下的电缆载流量225、需满足880A，根据电缆持续载流量表，630mm2及以上截面电缆满足新建林仙跳树线（湘府路T接点）改进林海变110kV 线路工程要求，综合考虑到林海变负荷和远期发展，电缆截面选用630mm2截面 电缆.新建林海-树木岭入XX变电站110kV线路工程电缆截面选用800mm2可满 足要求。6.4.3.3 电缆的主要技术要求1）导体导体应符合GB/T 3956和GB/T 11017.2的规定，采用紧压绞合圆形铜导体， 导体表面应光滑、无油腻、无损伤屏蔽及绝缘的毛刺、无锐边以及凸起或断裂的 单线。导体在挤包绝缘层前必须预热。2）绝缘 主绝缘选用超净交联聚乙烯料，半导电屏蔽料采用超光滑交联型材料，绝缘料226、和半导电料从生产之日到使用不应超过半年，绝缘的平均厚度不小于绝缘标称 厚度，任意点最小厚度不小于标称厚度的 95%（tmin0.95tn），绝缘偏心度应符合下式规定：tmax - tmin 6%tmax式中 tmax绝缘最大厚度，mm； tmin绝缘最小厚度，mm； tn绝缘标称厚度，mm。tmax和tmin在绝缘同一断面上测得。绝缘最小厚度及偏心度厂家应提供相应 的证明性文件。3）屏蔽 导体屏蔽在与绝缘层的交界面上应光滑，无明显绞线凸纹，尖角、颗粒、烧焦或擦伤痕迹。 绝缘屏蔽应与导体屏蔽层和绝缘层一起三层共挤。绝缘层应均匀地包覆绝缘表面。在绝缘屏蔽层的表面以及与绝缘层的交界面上应光滑、无尖角227、颗粒、烧 焦或擦伤痕迹。4）防水 绝缘屏蔽和金属护套之间应有纵向阻水结构，即：应有防止水份沿绝缘屏蔽层渗透的结构，应有防止水份沿导体渗透的结构。纵向阻水结构应能满足GB/T 11017.1透水试验要求，生产厂家应采取避免阻水材料在在生产过程中吸潮的措 施。径向不透水阻隔层采用金属套。5）金属护套 金属护套采用皱纹铝护套。皱纹铝套任意点最小测量厚度不小于标称厚度的90%。6）外护套 电缆外护套材料为聚乙烯，带有石墨半导体涂层的PE外护套，应有低烟，低毒性，防火等特点。外护套应牢固包覆在金属护套上，外护套其他方面应符合GB/T 2952中的相应规定。 外护套应有导电层，导电层应均匀、光滑、牢固、228、不脱落，在敷设和长期运行条件下应牢固包覆在绝缘外护套上。如选择挤出外电极方式，外电极最大电阻 率不大于1000m。对外护套有颜色、阻燃或防蚁等其他要求的应在技术规范专用部分说明。 电缆外护套任意点最小测量厚度不小于标称厚度的90%。 7）最小弯曲半径本工程电缆最小弯曲半径要求2m。8）试验所有试验均应按GB/T 11017.1和GB/T 11017.2标准进行电缆型式试验报告， 并于交货前提供所有试验报告。9）寿命 电缆的使用寿命：30年6.4.3.4 电缆敷设 电缆线路三根电缆常用的排列方式有品字形排列和水平排列。 品字形排列时，三根电缆中每一根电缆的金属护套上的感应电压是相等的，其三根电缆229、紧挨着，占据沟道空间尺寸最小，敷设方便，但电缆敷设、检修移动 较水平排列要求高，且相互间散热条件较差。水平排列时，三根电缆的中相电缆的金属护套上的感应电压最小，边相电缆 的金属护套感应电压约是中相的1.5倍。其三根电缆之间的距离大，占据沟道空 间尺寸大，电缆敷设、检修移动方便。根据各种排列方式的优缺点及电缆敷设方式的多样性，本工程电缆主要采用 的排列方式如下：1）在排管敷设时，电缆的敷设按水平排列。2）由于电缆线路在运行过程中要发生热胀冷缩效应，导致电缆内应力有所 变化，本工程电缆线路要全线进行蛇行敷设。3）在隧道敷设时，敷设环境较好。 电缆的运行温度随负荷的变化而变化，引起电缆自身的热胀冷缩230、，这一热胀冷缩能产生很大的应力，如果不加以消除可能导致电缆损伤，缩短其使用寿命， 隧道中敷设的电缆通常采用蛇形敷设来消除这一应力。蛇形弧的波幅通常为节距 的45%。本工程110kV电缆采用垂直蛇形弧的方式，节距4.5m，波幅取180mm 220mm左右，支架间的层间距可以很好地容纳蛇形弧。6.4.3.5 电缆附件 本工程的电缆主要附件为电缆户外终端头，电缆接地箱（三相共箱式）等。 电缆与电缆附件安装组成后，电缆附件是电缆系统中最薄弱的环节，根据国内外电力电缆运行经验的统计，电缆运行故障大多出在电缆附件上，这是由于电 缆附件所处的电场分布比电缆主绝缘内分布要复杂得多，因此，要求厂家能生产 出优质231、确保在不同环境施工条件下都能保质施工的电缆附件。6.4.3.6 户外电缆终端头 本次线路工程不涉及户外终端头。6.4.3.7 户内电缆终端头GIS终端尾管与电缆之间应密封，特别是填充绝缘剂的终端应保证尾管处密 封在长期运行中不发生泄漏，厂家应采取措施避免绝缘剂漏入电缆金属护套内部。GIS终端顶部应密封良好，应能长期耐受0.7MPa的SF6气体压力。GIS终端连 接金具表面应有合适的镀层。GIS终端与GIS组合电器的连接尺寸应符合IEC 60859的规定。.6.4.3.8 中间接头（1）新建电缆线路，根据电缆接地电压及制造长度和运输的要求进行合理分 段；（2）新建林仙跳树线（湘府路T接点）改进232、林海变110kV线路工程接头敷设在 电缆隧道内，新建林海-树木岭入XX变电站110kV线路工程敷设在接头工作井 内；（3）接头截面、电压、电流要求与电缆配套；（4）直通接头采用交联聚乙烯绝缘电力电缆整体干式预制式橡胶绝缘件直通 接头，绝缘铜壳作外保护盒，含防水外壳，外绝缘污秽等级级：（5）绝缘接头采用交联聚乙烯绝缘电力电缆整体干式预制式橡胶绝缘件绝缘 接头，绝缘铜壳作外保护盒，含防水外壳，外绝缘污秽等级级；（6）本工程在DJ5#接头处需将XLPE-630mm2电缆和XLPE-1000mm2对接，因 此需采用YJJJI-64/110-1630mm2/1000mm2-GB/T 11017.3200233、2型号的异型绝缘 接头；6.4.3.9 避雷器 本工程为全电缆线路不需要设置避雷器。6.4.3.10 保护接地箱及单芯电缆 保护接地箱须有可靠的绝缘，良好的密封性，且阻燃、防水、防腐，机械强度高。接地箱应带有支架，且能固定在地面上。接地绝缘电缆绝缘水平不小于电 缆外护套的绝缘水平。在所有接头处接地引下线均需满足热稳定要求。对于接地 线在正常的运行条件下，应保持和电缆外护层同样的绝缘水平，即具有耐受10kV 直流电压1min不击穿的绝缘特性。本工程接地保护箱内有过电压保护器，且用铜芯绝缘线与电缆金属护套连接， 铜芯绝缘线（单芯电缆）截面选用240mm，其护套的绝缘耐压按直流耐压 25kV/1mi234、n不击穿选用。保护器选用氧化锌阀片，在8/20s冲击波作用下，通过10kA冲击电流的残 压应不大于10kV。6.4.3.11 寿命 电缆附件的使用寿命：30年。6.4.4 电缆金属护套接地方式及过电压保护电缆在正常运行情况下要在铝护套上产生感应电动势，其数值与电缆长度和 负荷电流的增加成正比，电缆的外护套要耐受在铝护套上产生的感应电动势，如 果感应电动势过高会使PVC外护套绝缘损坏，造成多点接地时，铝护套上产生较 大的感应环流，增大了电能损耗，并使电缆温度升高，降低输送容量。为消除电 缆铝护套上的环流损失，达到经济运行的目的，同时将铝护套的感应电动势控制 在安全范围内，还应考虑尽量减少接头硐室235、的数量。新建林仙跳树线（湘府路T接点）改进林海变110kV线路工程由原有T接改为接，电缆路径长度约12.48km,采用五段单点直接接地至T接头处接入XX变。林海-树木岭入XX变电站110kV线路工程，XX-林海侧电缆线路路径长约 10.24km，XX-树木岭侧电缆线路路径长约10.26km。林海-树木岭自万家丽 路入110kVXX变。入点在BYJ3-BJ13之间,原线路BYJ3至BJ15为完整的交叉 互联段，现将110kVXX变入后破坏原有的交叉互联，拆除BYJ3-BJ13段电缆， 形成BYJ3-G1，G2-BJ13，BJ13-BJ14，BJ14-BJ15四段单点接地，将BJ14的交叉 互联箱236、改为直接接地箱。根据本工程电缆线路电气结构，校验该电缆满载运行时，经计算，每段电缆 铝护套在正常负荷电流时最大感应电压不超过50V。6.4.5 分布式光纤测温系统6.4.5.1 分布式光纤测温系统 根据湖南省XX电缆隧道监控系统（分布式光纤测温子系统）的要求，在在电缆隧道内设置分布式光纤测温系统（DTS）。分布式光纤测温系统由主机、 传感光纤及其他配置组合而成，可连续测量、准确定位整条光纤所处空间各点的 温度。通过光纤上温度的变化来检测出光纤所处环境变化。当电缆温度超过报警 限值时，发出报警信息，并显示报警点位置及温度。在掌握电缆全线的表面温度 后，通过专用软件计算电缆线芯温度和电缆负载率，为237、线路调度提供依据。6.4.5.2 测温光纤的技术要求（1）外置式测温光缆采用2芯多模50/125m 光缆，光缆外护套为高性能 的低烟无卤素阻燃热塑型材料，测温光缆具有优良的热传导特性、机械性能、防 水性能及抗腐蚀特性。（2）技术指标参数名称要求值光纤模式50/125m 多模光纤芯数2芯外部直径不大于5mm外护套材料低烟无卤，阻燃型热塑材料抗张强度工作时不小于600 N敷设时不小于1000 N抗压强度工作时 不小于 300 N/10cm敷设时 不小于 1000 N/10cm线性碾压力300N/cm 引起0.3mm 的变形允许的曲率半径工作时光缆外径的20 倍敷设时光缆外径的10 倍温度范围长期：238、-20 85短时（60min）：-20 120 使用年限20年标准IEC 60332-3C按照1.2倍的敷设系数计算，需敷设测温光缆约33.11.2=11.16km。每相 均测量。6.4.5.3 系统配置序号名 称规 格数量单位备 注1测温光缆GI50/125 两芯11.16km考虑20%的裕度2光缆终端处理尾纤与防水盒2套3光缆接续盒2个4扎带22320根根/光缆每0.5 米6.4.6 电缆金属护层接地电流监测设备 电缆线路金属护层接地电流的大小对电缆线路的安全稳定运行有着重要的作用。当金属护层接地电流异常时，系统会自动报警，信 号被实时传送到集中监控中心。集中监控中心通过将接地电流在线监 239、测设备测量数据与电缆负荷数据（从电力调度中心提供）进行对比和 综合分析，可实时掌握电缆金属护层接地系统的运行状况。护层接地 电流参数是电力电缆运行过程中的重要故障测巡手段，能有效减少人 工巡视，从而保障电网的安全运行。高压电缆线路金属护层接地电流监测设备，能在线实时监测高压 电缆的运行状况及每一个高压电缆金属护层接地点的电流参数。在故 障检修过程中，能将第一手的故障资料提供给检修人员，以达到实现 故障定位和提检修效率的目的。6.4.6.1 主要功能设计要求根据 110kV 及以上高压电缆线路金属护层电缆接头布置原则 和以往项目建设经验及国内成熟的高压电缆线路金属护层电缆接头 设计经验，主要分为240、两种形式无线式和有线式。无线式主要用于浅沟、 排管等恶劣环境；有线式主要用于隧道等人员易于到达的场所。本次新建林仙跳树线（湘府路T接点）改进林海变110kV线路工 程采用有线式配置，配置原则：电缆线路需在隧道内中间接头金属护 套直接接地和保护接地处、GIS/户外终端金属护套直接接地处接地线 上各安装3个接地电流互感器。采集的数据通过通信电缆传到变电站 主控室内的监控主机，再经过综合数据网传到城网所监控中心。6.4.5.2 接地电流系统配置本工程电缆敷设于电缆隧道内。本次护层电流采集子站对新接头 采用有线方式组网。材料配置表如下：序号名称规格数量单位1接地电流传感器7套套/0.5km2有线护层电241、流采集子站3套套/1.5km3通信电缆3.5km4安装辅材含采集器安装支架、采集器内安装附件， 子站安装支架10套6.4.7 电缆防火根据电缆防火措施设计和施工验收标准（DLGJ154-2000）， 本工程电缆 线路在穿管敷设方式应采取相应的防火措施；电缆终端、裸露部分应加强防护（如 涂防火漆、采用难燃或耐火接头盒），进入设备的孔、洞以及进出变电站用的电 缆竖井接口处也应采取防火措施（如采用防火堵料封堵）。XX110kV变电站间 隔出线至万家丽路段新建双回电缆排管，排管路径长度约为50m,新建一个电缆分 支井和直通井， 电缆排管敷设段在工井内采用AB-2型有机防火堵料双侧封堵， 沿电缆路径共设242、置工井约1个。（2）所有电缆头、电缆中间接头每侧3m范围内电缆绕包防火包带再涂刷防火涂料进行防火保护。共需防火包带2.8t，防火涂料0.7t。（3）防火涂料使用注意事项：1）电缆防火涂料施工前应将电缆表面的浮尘、油污、杂物等清洗、 打磨干 净，待表面干燥后方可进行防火涂料的施工。2)电缆防火涂料施工采用喷涂、刷涂等方法，使用时应充分搅拌均匀，涂 料稍稠时，可用适量自来水进行稀释，以方便喷涂为宜。3)施工过程中及涂层未干时之前，应防水、防暴晒、防污染、防移 动、 防弯曲，如有损坏及时修补。4)对于塑料、橡胶外皮的电线电缆，一般是直接涂刷5次以上，涂层厚度 为0.8-1mm，大约用量1.5kg/m243、2,对于包装有油纸的绝缘电缆，应先包一层玻璃丝 布，再进行涂刷，如果在室外或者潮湿的环境下施工，应加配套罩面清漆。6.4.8 排水新建林海-树木岭入XX变电站110kV线路工程电缆井排水利用井内集水 坑渗透式排水。新建林海-树木岭入XX变电站110kV线路工程，电缆敷设在已建电缆隧道 内，电缆隧道及电缆井内排水采用隧道内原有的排水措施。6.4.9 土建部分工作量（1）电缆排管 敷设路径：XX110kV变电站至万家丽路段新建双回电缆排管，长度约为50m。工作井1个。电缆排管及其备用管采用2009 PE电缆保护管，电缆采用水平排列方式。 人行道内的排管顶面距地面高度约1.0m。（2）电缆防火根据电244、缆防火措施设计和施工验收标准（DLGJ154-2000），本工程电缆 线路在埋管敷设方式应采取相应的防火措施；电缆终端、裸露部分应加强防护（如 涂防火漆、采用难燃或耐火接头盒），进入设备的孔、洞等接口处也应采取防火 措施（如采用防火堵料封堵）。1）电缆排管敷设段在工井内采用有机防火堵料双侧封堵，沿电缆路径按60m间隔设置工井考虑。2）所有电缆头、电缆中间接头每侧3m范围内电缆绕包防火包带再涂刷防火 涂料进行防火保护。3）防火涂料使用注意事项。 a.电缆防火涂料施工前应将电缆表面的浮尘、油污、杂物等清洗、打磨干净，待表面干燥后方可进行防火涂料的施工。b.电缆防火涂料施工采用喷涂、刷涂等方法，使用245、时应充分搅拌均匀， 涂 料稍稠时，可用适量自来水进行稀释，以方便喷涂为宜。c.施工过程中及涂层未干时之前，应防水、防暴晒、防污染、防移动、防弯 曲，如有损坏及时修补。d.对于塑料、橡胶外皮的电线电缆，一般是直接涂刷5次以上，涂层 厚度 为0.8-1mm，大约用量1.5kg/m2,对于包装有油纸的绝缘电缆，应先包一层玻璃丝 布，再进行涂刷，如果在室外或者潮湿的环境下施工，应加配 套罩面清漆。（3）电缆与周边设施最小距离要求根据电力工程电缆设计规范（GB 502172018）要求，电缆与周边构筑 物、地下设施、地下交叉设施的最小距离应满足要求。采用埋管时， 地下埋管 距地面深度不宜小于0.5米；与246、铁路交叉处距路基不宜小于1.0 米；距排水沟底不 宜小于0.3米。采用顶管时，地下埋管距地面深度不宜小于1.0米；与铁路交叉处 距路基不宜小于5.0米，与铁路基面不小于3米； 距排水沟底不宜小于0.3米。6.5 主要材料估算1、新建林仙跳树线（湘府路 T 接点）改进林海变 110kV 线路工程序号设备材料名称单位数量备注1ZC-YJLW03-Z64/110kV 1630mm2电力电缆米93002户内GIS电缆终端个3YJJJI-64/110-1630mm2-GB/T3绝缘接头个12YJJJI-64/110-1630mm2-GB/T4异端绝缘接头个3YJJJI-64/110-1630mm2/1 247、000mm2-GB/T5三相直接接地箱个66三相保护接地箱个57接地电缆米33010kV截面240mm28电缆夹具套20469标识牌套60010电缆支架个1000拆除11电缆堵头个312防火涂料t0.3513防火堵料t7.514防火包t8.415防火隔板m21202、新建林海-树木岭入XX变电站 110kV 线路工程A、电气部分序号设备材料名称单位数量备注1ZC-YJLW03-Z64/110kV 1800mm2电力电缆米18542户内GIS电缆终端个6（适用电缆截面800mm2）3绝缘接头个6YJJJI-64/110-1800mm2- GB/T4三相直接接地箱个45三相保护接地箱个46接地同轴248、电缆米24010kV截面240mm27电缆夹具套3968电缆牌套1009架空三牌套5B、电缆土建序号物 资 名 称型号单 位数 量重 量备注一件小计1PE电缆保护管2009.0米400电缆排管2电缆分支井1.6X1.9X8m钢筋（kg)13507.403507.40承载能力公路I级C25混凝土(方）22.1922.19C15垫层混凝 土(方）2.382.383混凝土垫层C15立方7.5厚150mm4混凝土量C25立方455防火堵料t0.6用于工井内电缆护管口单侧封堵6防火涂料t0.1用于电缆井内电缆防火7人行道道路破除m10(宽度=4m)8人行道道路恢复m10(宽度=4m)7 对侧间隔工程 X249、X变110kV侧本期接林仙跳树110kV线路，无一次设备扩建，涉及对侧2 个子工程：1）220kV林海变110kV间隔保护改造工程2）220kV树木岭变110kV间隔保护改造工程7.1 工程概况XX变110kV侧本期接林海树木岭110kV线路，将原林仙跳树线在湘府路 处开断并改接进林海变，形成林海XX110kV线路和树木岭林海110kV线路， 对侧110kV线路距离保护均需更换为光差保护，原有距离保护装置拆除或退运。7.2 电气一次部分7.2.1 电气主接线XX变110kV侧本期接林海树木岭110kV线路，将原林仙跳树线在湘府路 处开断并改接进林海变，对侧林海220kV变电站、树木岭220kV250、变电站的主接线 方式维持现状。7.2.2 电气总平面布置本期不涉及对侧间隔扩建，对侧变电站平面图维持现状。7.2.3 主要电气设备选择 XX变110kV侧本期接林海树木岭110kV线路，对侧间隔设备校验如下： 220kV林海变电站：现有110kV预留516间隔采用户内GIS配电装置，断路器及隔离开关额定电流2000A，额定开断电流40kA，额定热稳定电流40kA/3s。电 流互感器额定电流2600/1A，经校验，可满足本期接入110kVXX变的要求。220kV树木岭变电站：现有110kV林仙跳井红512间隔采用户外AIS配电装置， 断路器额定电流3150A，额定开断电流40kA，额定热稳定电流251、40kA/3s；隔离开 关额定电流2500A，额定开断电流40kA，额定热稳定电流40kA/3s。电流互感器 额定电流2600/5A，经校验，满足本期接入110kVXX变的要求。7.3 电气二次部分1）220kV林海变110kV间隔保护改造工程 本期林海树木岭110kV线路保护的林海变侧，需拆除原线路距离保护装置，更换为智能光差保护测控装置，将原有智能终端更换为合并单元智能终端集成装 置，配套相关二次电缆、光缆、熔纤等。2）220kV树木岭变110kV间隔保护改造工程 本期林海树木岭110kV线路保护的树木岭变侧，需拆除原线路距离保护柜，更换为光差保护柜，配套相关二次电缆、光缆、熔纤等。7.4252、 土建部分不涉及。8 节能、环保与水土保持及抗灾措施8.1 系统节能分析本站设备选型本着安全可靠、技术先进、造价合理的原则，注重小型化、无 油化、自动化、免维护或少维护的技术方针，选择质量优良，性能可靠的定型产 品。采用低噪音设备。本工程为新建110kV变电站，建成后可缓解XX区万家丽路与香樟路周边供 电压力，提高电网供电能力和供电可靠性，推荐方案通过科学选取主变各项参数， 合理配置低压无功补偿装置，有效降低了系统供电损耗，节约了用电量。8.2 变电节能分析结合本工程XXXX110kV变电站的建设特点，在变电工程设计中主要从以 下几个方面贯彻国家关于节能降耗的要求。（1）科学选择变电站主设备，253、降低设备运行损耗 变压器的损耗主要是包含电流流过线圈导体发热而产生的负载损耗以及由于电磁感应效应在铁芯中产生的空载损耗，此外包括漏磁产生的杂散损耗和风扇、 油泵等辅助设施运行时产生的辅助损耗。变压器的损耗与变压器结构和材料关系 密切，一般情况下，单相变压器的损耗高于三相变压器；而有载调压变压器的损 耗高于无励磁调压变压器。本工程采用三相有载调压自然循环自冷变压器，这样 就排除了风扇的损耗和噪音，优先选用高性能、低损耗的电工产品，从根源上确 保节能措施的落实。（2）合理选择导体，减少电能损耗 在导体选择时，也考虑了降低其电能损耗的因素。我们知道，导体截面越小，导体单位长度的电阻就越大，电流流过导254、体时的损耗也越大。为此，本工程在选 择导体时，不但按照导体长期允许载流量来选择导体，而且对全年负荷利用小时 数大、母线较长、传输容量大的回路中的导体，按照经济电流密度来选择截面。 由于按照经济电流密度选择的导体截面要大于按照导体长期允许载流量选择的 导体截面，从而减小了导体电阻，降低了运行时的电能损耗。（3）辅助系统采用多种措施节能降耗1) 在设计变电站辅助系统时，也尽可能选用节能产品。例如，在选择变电站照明灯具时，我们选用了绿色、环保的节能灯具。在相同的照度下，高效节能 灯具比传统的电感镇流器灯具节能4550%，线电流下降约3倍，且自身基本不 发热，最大限度地节约了能耗。2) 主要建筑中的卫255、生洁具采用节能和节水型，虽然投资略有增加但减少了 电能和水资源的消耗。3) 辅助系统设计优化实现节能降耗 在照明灯具的配置上，根据工艺要求和不同部位对照度要求的不同，在满足照度和照明均匀的前提下，尽量减少灯具设置。（4）降低变电站站用电量 降低站用电主要从两个方面着手，一方面从站用负荷考虑，减少用电负荷，工程中优先采用操作和运行能耗少的电气设备，如采用自然自冷却方式变压器替 代强迫风冷却方式的变压器，采用绿色照明等；另一方面从站用电系统的设备本 身考虑，主要有以下几项措施：1) 合理选择站用变压器 采用节能型变压器，该类变压器具有优良的电气、机械和绝缘耐热性能，抗短路与过负载能力强，空载损耗、256、空载电流及噪音大幅降低，有着确实的节能效 果。合理选择变压器的容量，根据季节与负荷特性及时调整变压器分接头开关， 提高变压器的负荷率。充分发挥变压器潜力。2) 优化站用电接线 根据工程需要必须设置工作与备用变压器，为更好的节能降耗，运行采用明备用方式，即一台工作变压器运行，另一台变压器备用，根据需要通过投切装置 切换。而如果采用暗备用方式，即两台变压器均投入运行，分别带部分负荷，则 将大大增加变压器的损耗。3) 精确计量站用电量 在站用变前安装高精度计量表计，准确计量站用电量，为考核和评估站用电量提供依据，从而促进节能降耗。（5）减少变电站的占地面积节约资源和能源 节约用地是我国的基本国策。为257、节约城区内的紧张用地，根据以往工程经验，结合目前国内同规模变电站的最新设计水平，本次设计采用户内布置，110kV配 电装置采用户内GIS布置，10kV配电装置采用户内开关柜布置，该布置紧凑、直 接、简洁，节省了占地，施工方便。8.3 线路节能分析本期线路工程充分利用110kV林仙跳树线线的既有电缆管廊，充分体现了以 人为本，减小工程建设对人民群众生活扰动的影响。8.4 环保措施8.4.1 环境保护措施与环境影响分析8.4.1.1 环境保护措施（1）电磁辐射与防治变电站的电磁辐射源主要来自站内的高压电力设备，其电磁辐射为工频段辐射。根据国家标 准GB8702-2014电磁环境控制限值，工频段电场258、强度限值为4000V/m，磁感应强度限值为 100T。本工程为户内变电站，根据35kV110kV户内变电站设计规程（DL/T5495-2015） 中3.1.2条：户内变电站宜独立建设，也可与其他建（构）筑物结合建设。根据以往检测数 据显示，变电站的电场强度和磁感应强度远低于国家标准，符合现行国家标准的有关规定， 不会对周围环境造成危害。具体以环评实测数据和结论报告为准。（2）污水处理 变电站废水主要是含油废水和生活污水，无连续排放的生产废水。废水经处理后达标排放。 含油废水主要来于事故排油池和变压器周围及检修，工程考虑设30m3排油池油水分离设施。 变电站生活污水经化粪池处理后进入污水系统。（259、3）噪声防治 为保证城市居民生活环境，变电站通风系统的外部噪声需满足现行国标声环境质量标准GB3096和工业企业厂界环境噪声排放标准GB12348规定的2 类环境噪声要求，即昼间不超过60dB(A)，夜间不超过50dB(A)。根据对变电站噪 声源的分析，我们拟采取以下几方面降低噪音，使噪音值达到现行国家标准：a）风机均选用低噪声通风机以减少噪音，如风机噪音值不能达到60 dB(A)以下，需设置消声器等措施使风机的噪声达到要求降噪标准。本工程位于规划城区，为减小对周围环境影响，所有风机均加设消声罩，消声罩降噪能力为5-15 dB(A)。b）尽量减小风管内及出风口处风速，降低风噪。 c）设备减震，260、隔震：风机、水泵等设备设置减振基座。 d）风机运行采用温控方式：由于噪声对居住环境的影响主要时段在夜间，由气温日照的变化，夜间的进风温度比计算温度一般要低35以上，因此排风 机的风量可以适当减少。通过温度自动控制，改变风机运行台数，也可适当降低 风机噪声24 dB(A)。设备室的风机采用温度自动控制、手动控制2种方式，根 据室内温度的变化逐一启动风机以达到节能效果，且可在火灾时由消防控制系统 统一自动关闭。e）本工程噪声防治重点为主变室，采用以下噪音综合治理方案：主变按国 网通用设备选型，空载/满载状态下噪声水平均不高于60dB。主变采用分体式布 置，散热器单独布置，不需设置风机，可大大减少风261、机数量及噪声。主变本体室 内墙满贴吸音板吸音，主变本体室进风口采用微孔折板消声百叶消声，主变室屋 面排风机设置单层微孔折板式消声罩，使布置风机的屋面包括有排风需要的百叶 基本是全包围。同时其所选用风机均为低噪音屋顶风机，可以进一步减少设备的 噪声。8.4.1.2 环境影响分析 站址均地处城市规划区，周围无大化工、冶炼等污染源，也无文化古迹及风景保护区，环境现状好，适合建设变电站。工程设计符合现行国家标准GB8702-2014电磁环境控制限值的有关规定， 不会对周围居民及学校造成电磁辐射影响。站址内变压器清洗产生的少量含油污 水和巡视人员产生的生活污水经过处理达到排放标准。工程设计及设备选型过程262、 中会考虑站内的隔声降噪措施，做到变电站施工及运行期间不扰民。8.4.2 水土保持变电站的建设不可避免的对所址范围的植被造成破坏，导致水土流失。为了 减少对环境资源的破坏，拟采取以下措施：工程尽量做到挖填平衡，减少弃土、石的量。 建设过程中，注意保护所区的现有良好植被，破坏的及时恢复。施工中在划定的施工区域中进行，节约占地，减少植被破坏。 挖掘土石方遵守施工建设规范及有关水土保持规定，尽量避免过多植被破坏。 施工结束后立即清除现场，然后种植植被，实施绿化或硬铺砌；租用的土地，在施工完后一次性恢复。8.4.3 结论及建议8.4.3.1 结论 从环保角度考虑，站址周围环境现状良好，工程将通过采取一263、系列措施，使变电所的建设、运行不造成环境污染，不引起生态破坏，不干扰周围居民的正常 工作，满足环保要求。8.4.3.2 建议 工程初步设计阶段应优化总平面布置，使变压器等主要噪声设备尽量远离围墙，优选低噪声设备，根据设备噪声源特性预测厂界噪声，必要时采取噪声治理 措施，保证厂界噪声不超标。8.5 抗灾措施（1）根据火力发电厂和变电站设计防火规范，从整体上划分各建筑物在 生产过程中的火灾危险性及其最低耐火等级，从防火安全角度出发，确定各建(构) 筑物的安全间距，并在总平面布置中执行。各建(构)筑物的距离、各安全通道入口、主变压器设置水喷雾灭火系统，电 缆敷设及有关重要电气设备按相关规程执行，采取264、防火防爆措施，在配电楼外设 置专门的消防通道。（2）站址地质构造及地层简单，地形起伏较小，场地稳定，地震动峰值加 速度为0.05g(相当于地震基本烈度为度)，地震动反应谱特征周期为0.35s，设计 地震分组为第一组。配电综合楼属乙类建筑，按本地区设防烈度6度进行抗震计 算，抗震措施按7度设防。安全等级为二级，结构重要系数为1.0。地基和基础设计应符合下列要求：a)同一结构单元的基础不宜设置在性质截然不同的地基上。b)同一结构单元不宜部分采用天然地基部分采用桩基。c) 地基为软弱黏性土、液化土、新近填土或严重不均匀土时，应估计地震 时地基不均匀沉降或其他不利影响，并应采取相应的措施。9 环境保护265、及水土保持9.1 项目区域环境概况9.1.1 生态环境现状本工程变电站所在区域主要为市民公园，自然标高平均在40.0米左右，本工程全线利用 已有通道建设，不涉及生态敏感区。9.1.2 生态敏感区情况根据现场踏勘，输变电工程不涉及森林公园、风景名胜区、世界自然和文化遗产地、饮 用水源保护区等其他生态敏感区。9.1.3 环境质量标准（1）声环境拟建变电站站址处执行声环境质量标准（GB3096-2008）2类标准（昼间60dB(A)、夜 间50dB(A)）的要求；变电站周边居民点执行1类标准；线路工程沿线声环境敏感点执行声 环境质量标准（GB3096-2008）1、4a类标准。（2）电磁环境标准 变266、电站站界外、线路工程周边电磁环境敏感点处的工频电场及工频磁场执行电磁环境控制限值（GB 87022014）中居民区要求，即4kV/m、100T的要求。9.2 项目选址选线环保论证XX站址为唯一站址，站址位于XX市XX区万家丽中路与香樟路交叉口西南角，该地 块属于XX河流域开发公司，该地块土地性质为公园绿地，不涉及自然保护区的核心区、缓 冲区，风景名胜区的核心景区，饮用水源保护区的一级区，湿地公园的保育区，以及生态红 线等环保敏感因素。9.3 环境保护措施及相关要求根据工程特点及环境保护的需要，建议本工程在施工期及运行期采取相应的环境保护措 施，为便于政府部门监管及竣工环境保护验收，现将工程拟采267、取的主要环境保护措施汇总如 下。（1）严格按照110千伏750千伏架空输电线路设计规范（GB50545-2010）设计架空 输电线路导线对地距离、交叉跨越距离，线路临近或跨越居民房屋时与建筑的距离必须达到 相应环保要求，确保线路周边电磁环境达到相应限值要求。对于各类树木，除放线通道、施 工小运道路、塔位附近树木需砍伐外，其它尽量采取高塔跨越。（2）主变等选用低噪声设备，设立声屏障，确保周边声环境质量达到相应的标准要求。（3）生活污水接入市政污水管网（4）生活垃圾：站内设立垃圾筒，及时清除交由环卫部门处理，不会对环境造成影响。（5）废蓄电池：变电站运行过程中产生的废蓄电池将交由有资质单位进处置。268、（6）含油废物：变电站内新建容积30m事故油池1座。在后期设计中，事故油池容积应 按不低于变压器储油量设计，以满足主变压器事故及检修时的排油需要，含油废物交由有资 质的单位回收处理。（7）施工单位需严格执行本工程编制的水土保持方案，最大限度的防治水土流失。优 化工程建设土石方平衡，尽量减少工程土石方量；优化施工组织及布置，土方开挖与回填尽 量同步进行，减少临时堆土的土方量和堆放时间。在施工过程中，施工单位应严格按照工程 设计进行施工，土地扰动、土方开挖以及弃方等应严格控制在设计水平范围内，避免施工活 动对工程占地范围外造成土地扰动及土方占压。工程施工过程中合理安排工序，开挖多余土 方尽量及时运269、走，避免大量土方长时间堆放。临时堆土应及时做好临时防护，避免防护措施 滞后。施工过程如有弃渣，应落实弃渣场的位置、面积及水土保持措施，做到先挡后弃。（8）施工期防治措施 1）运输车辆应采用加盖专用设施或配置防洒落装置，以减少运行过程中的扬尘，经常清洗运输车辆减少扬尘。 2）塔基在开挖过程中，尽量缩小施工作业范围，回填时尽量按原地层顺序逐层回填，施工场地产生的多余土方应尽量用于填方。 3）施工过程中的建筑垃圾及生活垃圾分别堆放，及时清理。4）变电站及塔基施工要注意保护周围的植被，施工临时道路尽量利用已有的通道，临 时堆料场、牵张场地应尽量布置于平坦、植被较为稀疏的地方，施工结束后对施工临时占地 270、及时进行植被恢复。变电站施工完成后站区采碎地坪，站区围墙周围及进站道路两侧恢复植 被。塔基区采用撒播草籽措施。5）施工期生产废水：开挖作业尽量避开雨季施工，同时在施工场地建设临时导流沟， 避免雨水横流现象；在施工场地设置简易沉淀池，将设备、车辆洗涤水进行沉淀处理后循 环使用，禁止直接外排；施工过程中应加强对含油设施（包括车辆和线路施工设备）的管 理。6）施工期生活污水：变电站扩建工程在变电站内部进行施工，产生的少量生活污水 可利用站内已有的生活污水处理设施来处理，线路施工人员生活污水纳入当地居民生活污水 处理设施；新建变电站施工人员可以先修建临时工棚及化粪池，产生的生活污水经化粪池 处理后定期271、清掏外运处理。7）选用低噪声设备，合理布置高噪声的施工设备，尽量避免夜间施工。（9）生态敏感区防治措施 本工程不涉及生态敏感区。9.4 环保投资估算本工程环境保护设（措）施投资、生态敏感区专题评价费用、各项生态补偿费用、环评 及水保咨询费用等各种环保费用如下表所示：表9.5-1环保费用明细表单位：万元序号费用名称金额备注1环境评价费42水土保护费3.53地质灾害评估44事故油池5.55化粪池0.87环境保护验收费（含监测）49水土保持验收及补偿费2以上费用均已列入工程总投资估算中。9.5 结论及建议本工程不涉及生态敏感区。在设计、施工、运行过程中按照国家相关环境保护要求，分 别采取一系列的环境272、保护措施，使工程产生的工频电场、工频磁场、噪声、固废等对环境的 影响符合国家的有关环境保护法规、环境保护标准的要求。因此从环境保护的角度分析，工 程的建设是可行的。10 新技术、新材料、新设备的应用10.1 变电部分10.1.1 本工程新技术应用一览表序号编号新技术名称分值备注一电气一次部分1SYM-TBB3-01变电站电缆工程优化设计技术0.5推广应用类二电气二次部分1SYM-TBB2-01智能变电站二次接地设计优化技术0.5推广应用类2SYM-TBB2-02智能变电站光缆优化整合方案0.5推广应用类3SYM-TBB2-05智能变电站光缆规范化标识设计技术0.5推广应用类4SYM-TBB2-273、06变电站GIS汇控柜航空插头应用技术0.5推广应用类5SYM-TBB3-02智能变电站二次系统施工图设计技术0.5推广应用类6SYM-TBB3-03智能变电站过程层光缆智能标签生成及解析技术0.5推广应用类10.1.2 新技术应用描述1）变电站电缆工程优化设计技术(SYM2012-TB1-03)该技术针对变电站智能化发展要求：1)提出不同的敷设路径布局模式及不同 的二次设备(室)布置方式。2)提出“电缆走底，光缆走顶”模式，工厂化制造、现 场组装的地面电缆槽盒敷设方案。3)提出包括带导轨凹槽的电缆支架、L形抽屉 式防火隔板、滚动或滑动机构等抽屉式防火隔板及电缆支架系统。4)提出包括预 制光缆274、接头及其连接组件和安装支架的预制光缆解决方案。5)形成了标准化工艺。2) 智能变电站二次接地设计优化技术(SYM-TBB2-01) 提出了二次屏柜和智能控制柜、 机构箱内接地铜排的设置及连接优化； 室内二次屏柜接地铜排与等电位接地网的连接方式统一及优化； 室外等电位接地 网的敷设范围、 与主接地网连接方式统一及优化； 二次屏柜柜内接地技术统一 及优化 。统一了智能变电站室内二次屏柜和室外智能控制柜、 机构箱内接地铜 排的设置及连接； 优化了全站等电位接地网的网络形式， 形成了网格状等电位 接地网； 明确了等电位接地网的敷设范围。3) 智能变电站光缆优化整合方案 (SYM-TBB2-02 )提出275、基于光纤配线箱、 预制光缆和预制光电复合缆变电站光缆整合方案与 光纤配线箱标准配置方案。1）双重化配置的设备所对应的连接光缆应各自独立； 2）双网对应的光缆应各自独立； 3）去向相近的光缆整合为一根多芯光缆。并 提出智能变电站采用预制式光电复合缆。 统一变电站光纤配线箱类型，光纤配 线箱光纤接口为 12、24、 36、48、60、72 与 96 芯时，分别推荐采用 1u、2u、 3u、4u、4u、5u 与 6u 箱体；4)智能变电站光缆规范化标识设计(SYM-TBB2-05 )a）根据 IEC-61850 标准，分析智能变电站二次设备光纤物理连接特点， 利 用光缆色谱标识， 规范了间隔层设备、276、过程层设备所在屏柜使用的光纤配线架 端口收发属性定义及光缆纤芯色谱对应原则；b）调研总结智能变电站全部二次回路接线，借鉴二次电缆相关设计规范和 手册， 规范了光缆回路安装单位及光缆去向序列编号原则；c）分析智能变电站光缆接线回路信息内容及其收发属性，规范了光纤回路 标号编制原则；d）根据设计图纸中光纤回路标号、 光缆回路编号， 结合光缆清册制作光 纤标签，规范光纤标签格式及规格，实现变电站二次设备光缆接线标识规范化。5) 变电站 GIS 汇控柜航空插头应用技术 (SYM-TBB2-06)a）形成 GIS 汇控柜航空插头设计选型结论：优先选用圆形航空插头、 采 用水平安装方式、采用多股软导线。b277、）给出了航空插头配置原则： 按照一次设备对象（GIS本体断路器、 隔离 开关、 接地开关机构箱等） 分别配置航空插头； 交流动力回路、 控制、 信 号回路等按回路分别配置航空插头； 双重化回路应分开配置航空插头。c）给出了各电压等级不同典型间隔 GIS 汇控柜航空插头针脚定义。6) 智能变电站二次系统施工图设计技术 (SYM-TBB3-02) a）提出了智能变电站二次系统施工图设计技术方案。智能变电站信息模型、二次虚拟回路与配置文件的接口实施方案； 二次施工图表达形式及画法改进实 施方案； 二次系统设计软件工具应用实施方案； 与国网信息模型标准化库之间 的接口方案。b）形成智能变电站二次系统施278、工图设计工具。7) 智能变电站过程层光缆智能标签生成及解析技术 (SYM-TBB3-03)制定了“虚实对应” 光缆联系图和虚端子表的文件格式； 确定了光缆标签的 二维编码方法， 制定了光缆标签的格式。 形成了智能变电站过程层光缆智能标 签生成方法与生成工具。 形成了智能变电站过程层光缆智能标签解析方法与解 析工具。10.2 线路部分无。11 通用设计、通用设备的应用11.1 通用设计的应用根据变电站建设规模，以及本站在系统中的地位和作用，本工程结合国网 湖南省电力有限公司35220kV变电站模块化建设通用设计实施方案35110kV变 电站分册（2019年版）的110-A2-5方案设计，在通用设279、计方案基础上有如下调 整：表11-1通用设计应用情况表工程概况电压等级110/10kV主变台数及容量（MVA）终期280MVA，本期180MVA，三相双绕组出线规模（高/中/低）110kV出线终期2回，本期2回/10kV出线终期36回，本期19回配电装置类型：110kV为户内GIS配电装置，断路器为SF6断路器；10kV为户内中置式开关柜，断路器为真空断路器通用设计方案编号（A、直接采用通用设计方案；B、进出线规本工程通用设计方案编号：110-A2-5（B）模调整；C、无功补偿容量调整）序号项目本工程技术方案湖南110-A2-5通用设计2019年版对比说明与国网湖 南省电力 1主变压器台数及规280、模， 远 期/本期，电压等级280MVA/180MVA，110/10kV463MVA/263MVA， 110/10kV根据远期、本期负荷预测优 化调整有限公司 2110kV 侧出线规模，远期/本期2/2回，电缆出线4/2回，电缆出线根据项目需求调整规模35220kV变电站模 块化建设 310kV侧出线规模，远期/本 期36/19回，电缆出线64/32回，电缆出线根据项目需求调整规模通用设计 实施方案 35110kV410kV侧电容器规模，远期/本期2（26000kvar）/1（26000kvar）4（14000kvar+16000kvar）/ 2（14000kvar+16000kvar）根据主281、变容量计算优化变电站分 510kV侧电抗器规模，远期/本期/一致册（2019年版）的 6110kV侧电气主接线，远期/本期内桥/内桥单母线分段/单母线分段根据需求调整接线型式110-A2-5方案对比710kV侧电气主接线，远期/本期单母线四分段接线/单母线接线单母线四分段接线/单母线接线根据需求调整接线型式8110kV侧配电装置型式，断 路器型式110kV侧配电装置采用户内GIS，断路器为SF6断路器，电缆出线，与主变 间采用电缆连接110kV侧配电装置采用户内GIS，断路器为SF6断路器，电缆出线，与主变 间采用电缆连接一致910kV侧配电装置型式，断路 器型式10kV侧配电装置采用户内中置282、式开 关柜双列布置，断路器为真空断路 器，电缆出线，与主变间采用全绝缘 铜管母线连接10kV侧配电装置采用户内中置式开 关柜双列布置，断路器为真空断路 器，电缆出线，与主变间采用敞开式 母线桥连接根据项目需求优化10主变压器布置方式主变压器采用分体式，户内布置主变压器采用分体式，户内布置一致11建筑面积建筑面积为1631m2。建筑面积为2124.3m2。根据项目需求优化12围墙内占地面积围墙内占地面积为0.2744hm2围墙内占地面积为0.3107hm2根据项目需求优化11.2 通用设备的应用设备选型主要根据国家电网公司标准化成果（35750kV输变电工程通用 设计、通用设备）应用目录（201283、9年版），本工程应用通用设备情况详见表10-2：表11-2通用设备应用情况表序号设备通用设备编号数量单位应用比例1主变压器1T-S-A/801台100%2110kV GIS1GIS-3150/407间隔100%310kV开关柜AKG-1250/31.5-A AKG-4000/40-A25面100%410kV电容器成套装置AC-K-62套100%510kV接地变消弧线圈成套装置AS/GT-D-800/6301套100%610kV接地变消弧线圈成套装置AS/GT-D-630/6301套100%710kV站用变AST-D-21台100%12 投资估算12.1 工程概况本工程建设项目：湖南XXXX区X284、X110kV输变电工程1）XX110kV变电站新建工程2）220kV林海变110kV间隔保护改造工程3）220kV树木岭变110kV间隔保护改造工程4）林海-树木岭入XX变电站110kV线路工程5）林仙跳树线（湘府路T接点）改进林海变110kV线路工程 本工程各项目的详细概况见各具体项目的编制说明。12.2 编制原则及依据12.2.1 工程量依据本项目可行性研究阶段说明书、图纸及设计专业提供的技经资料。12.2.2 定额1. 定额项目划分及标准执行国家能源局发布的电网工程建设预算编制与 计算规定(2013年版)。2. 定额执行电力工程造价与定额管理总站定额201645号文颁发的2013年 版电285、力建设工程定额估价表建筑工程、 电气设备安装工程、输电线路工 程、调试工程、通信工程。12.2.3 项目划分及费用标准1. 定额人、材、机费用调整系数执行定额20197号关于发布2013版电力 建设工程概预算定额价格水平调整的通知，计取税金后列入编制年价差。2. 装置性材料价格执行电力建设工程装置性材料预算价格（2013年版）（中电联定额2013469号）。3. 工程勘测设计费执行国家电网公司输变电工程勘察设计费概算计列标 准（2014年版）（国家电网电定201419号）。4. 设备价格为2019年电网工程设备材料第二季度信息价。5. 社会保障费率按照湖南省社会保障机构颁布的文件计列；住房公积286、金费 率按照地区政府部门公布的费率计列。6. 资本金比例按20%考虑，建设期贷款年名义利率为4.9%，不考虑价差预 备费。12.3 投资估算结果湖南XXXX区XX110kV输变电工程投资估算见表11-1所示。表11-1 湖南XXXX区XX110kV输变电工程投资估算表单位：MVA、km、万元序号项目名称建设规模静态投资动态投资一变电工程403241131XX110kV变电站新建工程1*80MVA397940582220kV林海变110kV间隔保护改造工程27283220kV树木岭变110kV间隔保护改造工程2627二线路工程109411161林仙跳树线（湘府路T接点）改进林海变 110kV线路287、工程1*2.48km8378542林海-树木岭入圭塘变电站110kV线路 工程1*0.5km257262三合计5126522912.4 造价分析与经济活动分析12.4.1 与通用造价的对比分析选取国家电网公司输变电工程通用造价（2014年版）110kV变电站分册A2-1 方案，按本工程规模调整后的通用造价静态投资为2587元，本工程静态投资3979 万元，较通用造价高1392万元。主要原因为：（1）建筑工程费较通用造价高660万元，主要原因为：1）本工程房子采用钢框架结构，建筑面积较通用造价增加614，费用增加269万元；2）消防泵房较通用造价增加83.8，费用增加42万元；3）地基处理较通用288、造价增加换填毛石混凝土500m，增加灌注桩173.093m， 费用增加43万元；4）站外道路及站外水源减少26万元；5）编制年价格较通用造价增加332万元。（2）设备购置费较通用造价高54万元，设备价格参照国网2019年第二季度 信息价计列。（3）安装工程费较通用造价高43万元，主要原因是电力电缆较通用造价增 加2050m，电缆支架较通用造价增加0.5t，全站接地较通用造价增加接地扁钢600m， 接地铜排1100m。（4）其他费用较通用造价高635万元，其中，建场费按照100万元/亩计列， 增加369万元，项目前期工作费按照湘电建定（2016）2号计取，费用增加21万元； 增加现场管理人员系统289、费4万元；基本预备费较通用造价1.5%增加到4%计取，费 用增加110万元；因取费基数变化引起其他费用增加131万元。综上所述，本工程造价基本合理。12.4.2 与标准参考价的对比分析本工程本期新建主变容量180MVA，送审静态投资为3979万元，单位投资 497.38元/kVA，与国网标准参考价（2019版）进行对比，由于国网标准参考价无 此容量方案，因此和相近容量的A2-4方案对比，本工程较A2-4方案3730万元高249 元，主要原因为本工程主变容量高，设备费较高，且本工程站址地质条件差，基 础土石方开挖量大，地基处理、挡土墙工程量偏高，建筑工程费高于一般变电站， 由于站址位于城区，占地补偿为100万元/亩，建场费高。12.4.3 经济性与财务合规性按照国家电网公司项目可研经济性与财务合规性评价指导意见（国家电 网财2015536号）要求，对项目的经济性与财务合规性进行分析。项目在前 期立项阶段符合以下国家法律、法规、政策以及国家电网公司管理